Coronavírus, gás natural e o day after

Em artigo publicado no portal Poder 360, o diretor do CBIE, Adriano Pires, faz uma análise sobre as consequênciads da pandemia de covid-19 na indústria do gás natural no Brasil.

O efeito da crise causada pela covid-19 está provocando uma queda na demanda média por gás natural nos Estados em algo como 25% a 30%. No caso do atendimento do parque termelétrico e industrial, o ONS (Operador Nacional do Sistema) projeta uma redução de carga de até 10% no curto prazo e uma retração média em 2020 de 0,9% versus estimativas de aumento de carga antes da crise de 3,8% a 4,2%.

Embora o consumo nas residências –que correspondem a 47% do consumo de eletricidade do país– aumente no período de isolamento, a redução de consumidores de alta tensão (comercial e industrial) pode alcançar patamares de 30% a 40% devido à menor atividade econômica. Com relação ao consumo de GNV, o comportamento é similar com o impacto negativo da venda de combustíveis líquidos e reflete também a menor demanda por deslocamentos por táxis e aplicativos de viagem cuja frota é abastecida em grande parte por GNV, em particular, na região Sudeste.

No médio e longo prazo, o gás natural permanecerá sendo a fonte principal da transição energética, com papel de destaque na expansão da matriz elétrica brasileira juntamente com as fontes renováveis. Nesses tempos de crise, é preciso entender que a indústria de distribuição de gás natural canalizado –análogo ao segmento de distribuição de energia elétrica– também concentra 100% dos esforços arrecadatórios do setor, embora fique somente com 20% da fatura de gás.

Dessa forma, dada a perda de mercado e o aumento de volume de inadimplência decorrente da crise atual é importante que medidas emergenciais sejam tomadas para preservar o equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras e, por extensão, de toda a cadeia de gás incluindo transportadores e produtores.

Medidas possíveis

1. a possibilidade de redução dos preços de gás natural por parte da Petrobras em função da queda drástica dos preços do petróleo e do GNL no mercado internacional;
2. políticas públicas como empréstimos do BNDES ou algum Fundo que visem criar mecanismos para enfrentar a perda temporária de mercado e a inadimplência de natureza não recorrente.Embora o consumo nas residências –que correspondem a 47% do consumo de eletricidade do país– aumente no período de isolamento, a redução de consumidores de alta tensão (comercial e industrial) pode alcançar patamares de 30% a 40% devido à menor atividade econômica

Nesse momento, o setor de gás natural está precisando de uma atenção do governo federal semelhante a que está sendo dada ao de energia elétrica para que no pós- crise a cadeia do gás não esteja totalmente desestruturada.

No day after, projetamos do lado da demanda o crescimento de todos mercados, com a expansão da infraestrutura de gasodutos, que deverá ser prioridade do governo para ajudar na retomada do crescimento econômico. Precisaremos de um Plano Marshall de infraestrutura. Do lado da oferta uma maior importação de GNL (preços muito competitivos) e um aumento da produção de gás natural no pré-sal que pode mais do que dobrar nos próximos 10 anos, também impulsionarão o crescimento do mercado e acabarão com o monopólio da Petrobras no fornecimento de gás natural.

É importante esclarecer que aproximadamente 80% da produção de gás natural do pré-sal –que respondeu por 56% de total produção de gás do país em 2019– é de gás associado a campos de petróleo. Por ser gás associado, a estratégia de monetização para esses recursos é mais complexa do que no cenário de campos não associados de gás natural, como verifica-se, por exemplo, na Bacia de Sergipe–Alagoas (SEAL). Quando um campo não é associado, as alternativas de monetização são duas: produzir para atender o mercado doméstico ou mercado de exportação.

No caso de gás associado a petróleo, acrescenta-se uma terceira alternativa de monetização: a reinjeção desse gás para otimizar ou acelerar a recuperação do petróleo do campo que está associado. E por quê? Porque utilizar o próprio gás como recurso para aumento da recuperação secundária ou terciária de petróleo é uma das maneiras mais baratas de se fazer, quando comparado, por exemplo, a compra de produtos químicos para reinjeção.

Dada a questão da reinjeção e o fato de que empresas de petróleo tomam decisão sobre volume de produção de óleo e gás com 4 a 5 anos de antecedência, é fundamental que seja dada uma sinalização de demanda robusta para o gás para que as empresas tomem suas decisões de investimento.

Das três opções de monetização do gás associado do pré-sal, tanto o atendimento do mercado doméstico (geração termelétrica e indústria) quanto reinjeção são as de maior valor presente líquido, uma vez que, no caso da exportação o pré-sal –que é um recurso offshore em águas profundas, compete com 70% das reservas globais de gás natural que são onshore e possuem breakeven inferiores a US$3,0/MMBTU. Estimamos atualmente breakeven para pré-sal entre US$4-5/MMBTU.

Olhando para o atendimento do mercado doméstico achamos que a construção de algumas termelétricas inflexíveis locacionais usando gás natural do pré-sal são uma boa alternativa para garantir o suprimento de eletricidade do país. Isso devido a significativa evolução de fontes intermitentes nos últimos 15 anos e projetada para os próximos 10. Nesse sentido, no horizonte de planejamento do Plano Decenal de Energia deveriam aumentar a quantidade de térmicas incluídas de característica inflexível versus as flexíveis e a expansão do uso do gás no setor de transporte.

Fonte: Poder 360 – Adriano Pires