Expansão termelétrica com flexibilidade é caminho para absorver gás do pré-sal

Dirigentes do ONS e da EPE destacam papel importante que as térmicas terão tanto para o setor elétrico e quanto para o mercado gasífero

Passa pela expansão termelétrica, tanto por meio de empreendimentos flexíveis quanto por usinas de base, boa parte do mercado consumidor que o gás natural do pré-sal terá para absorver no país ao longo dos próximos anos. A avaliação foi destacada por autoridades do setor que participaram nesta quinta-feira (29) do painel sobre integração durante o Enase Gás, realizado no Rio de Janeiro. Segundo os especialistas, a forte expansão das novas fontes renováveis na última década, especialmente eólica e solar, traz questões para o setor elétrico que passam, em boa parte, pelo papel estratégico que a geração a gás natural confere ao Sistema Interligado Nacional.

Para o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Eduardo Barata, a mudança estrutural da matriz elétrica nos anos recentes, com a ampliação do mix de fontes renováveis e a construção de usinas hidrelétricas a fio d’água, impõem discussões sobre a necessidade de se encontrar a melhor forma de atendimento da demanda. Nesse contexto, explicou, as térmicas oferecem um papel interessante, especialmente por meio de usinas flexíveis, acionadas pelo ONS somente quando necessário. “Cerca de 3 mil MW de térmicas serão descontratadas nos próximos cinco anos, e elas poderão ser substituídas por usinas mais baratas, usando o gás do pré-sal”, defendeu.

Segundo Barata, mesmo com o excelente regime de ventos da região e fator de capacidade médio de 80% – bem acima da média mundial –, os cerca de 12 mil MW eólicos implantados no Nordeste têm volatilidade na geração média. “As termelétricas flexíveis podem desempenhar o papel complementar nos momentos de instabilidade operativa”, disse ele, citando três usinas já construídas – UTEs Cuiabá (MT – 480 MW), Araucária (PR – 469 MW) e Uruguaiana (RS – 640 MW) – como exemplos de projetos que poderiam agregar confiabilidade na operação, mas que se encontram paradas por não terem contratos de fornecimento de gás em função do alto preço do combustível.

Palestrante do mesmo painel, o diretor de Estudos de Energia Elétrica da Empresa de Pesquisa Energética, Erik Rego, acredita que fontes como o carvão mineral e até mesmo o gás natural liquefeito tendem a perder competitividade na medida em que o gás do pré-sal se viabilizar a preços baratos, com Custo de Valor Unitário baixo e inflexibilidade média de 50%. “O setor elétrico vem adotando novos critérios de suprimento, passando por pontos como a perspectiva de separação de lastro e energia nos processos de contratação. O crescimento da expansão passa por três carros-chefes que devem oferecer mais suprimento ao sistema: gás natural, fotovoltaicas e eólicas”, destacou.

Ele reforçou que dentro do processo de descontratação termelétrica até 2025, haverá a possibilidade de substituição de projetos menos eficientes e caros – de até R$ 2 mil/MWh – por térmicas de menor custo variável. No bojo das discussões alinhadas no Novo Mercado de Gás, as termelétricas cadastradas na EPE para os leilões de contratação de energia elétrica do governo terão que apresentar comprovação de disponibilidade de gás natural junto às empresas distribuidoras e, eventualmente, às transportadoras. A perspectiva da estatal é que a produção líquida de gás nacional passe dos 58 milhões de m³/dia registrados em 2018 para 147 milhões de m³/dia em 2030.