Integração do gás do pré-sal com setor elétrico ainda precisa melhorar, diz executivo

Gerente da Shell pede aperfeiçoamentos regulatórios para viabilização de mais projetos

A integração entre o gás natural da camada pré-sal e o setor elétrico ainda precisa de novos aperfeiçoamentos. Em painel realizado na última quarta-feira, 2 de dezembro, na Rio Oil and Gas, o Gerente Geral de Novas Energias da Shell, Guilherme Perdigão, que implanta a UTE Marlim Azul (RJ – MW), revelou que embora tenha sido possível viabilizar a térmica através de uma combinação ótima que envolveu uma série de fatores, ela tem uma estrutura diferencial de suprimento existente, por meio da rota 2. “Para uma nova rota, seria muito difícil a Shell tomar a decisão de investir em um nova rota como Marlim Azul”, afirma.

A UTE Marlim Azul (RJ – 565 MW) vai ser a primeira a usar o gás da camada pré-sal. A planta, parceria da Shell com a Pátria Investimentos e a Mitsubishi, foi viabilizada no leilão de 2017, está em construção e deve entrar em operação em 2023. O contrato de longo prazo tornou-se um fator fundamental para a viabilização da usina, já que ele ancora 80% do volume da planta. Perdigão explica que o volume de gás de Marlim Azul de 2,4 milhões m³ de gás não seria suficiente para ancorar uma rota. Além disso, há aperfeiçoamento regulatórios necessários para melhorar a participação de termelétricas em leilões. A necessidade de já demonstrar as reservas do gás e a comprovação do caminho do insumo foram citados. “Precisaria de novos aperfeiçoamentos para que se pudesse através de um projeto térmico desenvolver uma nova rota”, avisa. Apesar da crítica, o executivo vê a possibilidade dessas alterações serem efetuadas no processo e que o novo gás do pré-sal possa participar de leilões de energia. “Hoje o novo gás não tem conseguido participar em função dessas restrições”, observa.

Também presente no painel, Agnes Costa, Chefe da Assessoria Especial de Assuntos Regulatórios do Ministério de Minas e Energia, lembrou que o MME tem se debruçado com os agentes para avançar nesses aperfeiçoamentos. Ainda segundo ela, houve evolução no arcabouço e o horizonte mais longo nos leilões é um aprimoramento positivo, embora ainda exista espaço para mais melhoria em outros pontos. “Podemos ter um leilão A-7, que permite olhar para trás, tratar da reserva de gás, ter um custo de arrependimento baixo e caso não se viabilize, pensar em uma alternativa para o suprimento do sistema”, observa.

Na Engie, que passou a atuar no transporte de gás natural após a compra da TAG e ainda atua na geração de energia, a integração é motivo de atenção. Segundo Edson Silva, membro do comitê executivo da empresa, na França, a empresa opera uma rede de mais de 30 mil quilômetros de gasodutos. Para ele, todos os agentes da indústria do gás precisam estar integrados no transporte. Isso potencializa os ganhos do transportadora ao mesmo tempo que divide os custos da infraestrutura, reduz a tarifa e deixa o gás mais competitivo. “Quanto mais usuários tivermos, melhor. Seja para injetar ou retirar”, ressalta.

Silva também cita os contratos legados, ainda da época da Petrobras, que começam a expirar em 2025. A intenção é ter mais carregadores, o que gera concorrência e menor preço da molécula. Cerca de 40% dos contratos das redes da TAG são associados a térmicas que terão seus contratos expirado no ACR nos próximos anos.

O diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Carlos Ciocchi, vê o gás como aperfeiçoador da matriz energética do país, que já é limpa. De acordo com ele, há muito espaço para as térmicas flexíveis, complementando as renováveis. O preço horário, que entra em vigor no ano que vem, poderá beneficiar as termelétricas a gás, por elas terem a característica da flexibilidade. “Na medida que eu sei que determinada região, tenho uma característica que requer um potência em um determinado horário ou em uma contingência, esse serviço estando com o valor econômico bem determinado, pode atrair o investidor a colocar o seu capital naquele serviço”, aponta.