tempo para evitar um “apagão” exigia da Petrobras esforços para disponibilizar um volume maior de gás para termelétricas e indústrias – ambas em fase de expansão acelerada de consumo –, a situação atual é completamente oposta.

O ritmo da estatal para o gás natural está lento, mais para o tango argentino do que para o samba carioca. E atrasa projetos, uma vez que a Petrobras, única produtora nacional e controladora do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), a responsável pelo fornecimento de gás para as distribuidoras estaduais, não tem mais onde colocar o gás natural no momento.

Depois do boom no setor termelétrico e industrial, principalmente, incentivado pelo governo e pela estatal, como forma de ampliar a participação desse combustível na matriz energética brasileira, o setor de gás natural perdeu a cadência.

Com os reservatórios abarrotados e até vertendo água, em alguns casos, sem maiores demandas de energia, as térmicas pouco geraram no decorrer do ano passado e no início de 2010. O cenário de desaquecimento da economia, decorrente da crise financeira internacional que explodiu no final de 2008, contribuiu para o crescimento pífio no consumo de energia elétrica em 2009.

Ainda que não tenha sofrido o mesmo impacto que a crise provocou nos Estados Unidos e na Europa, o Brasil não conseguiu evitar o arrefecimento nas atividades industriais, que contribuiu para uma queda no fornecimento direto de gás para este setor. Somado a isso, o aumento expressivo do valor do barril de petróleo no mercado internacional – no qual se baseia o cálculo para o preço do gás nacional – ao longo de 2009, fez com que esse combustível perdesse a competitividade perante outros energéticos, como o óleo e até a lenha ou o carvão, além da própria geração hidrelétrica, no caso da indústria principalmente.

Sinais de fumaça – O primeiro sinal evidente de que havia um volume excedente de gás natural no país foi a redução da importação do gás boliviano, que no ano passado ficou na média de 21 milhões de metros cúbicos por dia, ante a capacidade máxima de 31 milhões em 2008.

Em seguida, houve a suspensão das atividades em plataformas de produção de gás não-associado, como é o caso dos campos de Camarupim e Peroá-Cangoá, na Bacia do Espírito Santo, e desaceleração geral nas demais unidades, terrestres ou marítimas.

A produção nacional, que vinha em um crescente desde 2000, quando passou de 13,3 bilhões de m³/dia para os quase 14 bilhões em 2001, chegando a 17,7 bilhões em 2006, para saltar aos 21,6 bilhões de 2008, entre janeiro e novembro de 2009, ficou pouco acima de 18,2 bilhões de m³/dia.

Esses dados são da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP – Boletim Mensal de Produção, conforme o Decreto n.º 2.705/98). Nesse total estão incluídos os volumes de reinjeção, queimas, perdas e consumo próprio de gás natural por parte das petroleiras. De acordo com o mesmo boletim, o volume de gás reinjetado no início da década era de 2,7 bilhões de m³/ano enquanto que no final de 2009 somava mais de 4,3 bilhões de m³.

A queima e perda de gás no processo tiveram uma curva descendente nos primeiros anos dessa década, também por imposição de novas normas ambientais: passou de 2,3 bilhões em 2000 para 1,5 bilhão, em 2004. Mas começou a aumentar de novo daí em diante, chegando a 1,9 bilhão em 2007, alcançando quase 2,2 bilhões em 2008, saltando para 3,4 bilhões em 2009.

A queima atingiu picos de 13,3 milhões de m³/dia em junho do ano passado. O volume é surpreendente, considerando, por exemplo, que a Comgás, a maior distribuidora de gás canalizado do país, no mesmo período, vendeu 12,2 milhões de m³/dia. A Petrobras estima que em 2010 a queima de gás deverá diminuir em relação ao ano passado, quando uma série de manutenções em plataformas de produção puxou os números para níveis recordes.

E o consumo próprio das petroleiras nas atividades de exploração e produção passou de 1,7 bilhão, em 2000, para 3,1 bilhões de metros cúbicos/dia de gás natural em 2009, de acordo com o boletim mensal da ANP. A agência destaca que esse consumo se refere não somente às áreas de produção, mas também das UPGNs de Urucu I, II e III, Guamaré I, II e III, Pilar, Atalaia, Carmópolis, Candeias, Catu, Bahia, Lagoa Parda e Cabiunas.

Desacelerando – Em janeiro, a diretora de Gás e Energia da Petrobras, Maria das Graças Foster, informou ao mercado que a intenção da estatal é alterar o cronograma do ramp-up das plataformas de Mexilhão e Uruguá-Tambaú, ambas na Bacia de Santos. “Elas serão instaladas no prazo previsto, mas produzirão o mínimo demandado”, disse a diretora.

Segundo ela, para Mexilhão está prevista a produção de apenas dois milhões de m³/dia, volume bem aquém de sua capacidade alardeada de 15 milhões de m³/dia. Um banho de água fria no entusiasmo da própria estatal, que se orgulha de estar instalando uma das maiores plataformas de gás natural já construídas no mundo.

Mexilhão, que já provocou muita polêmica desde sua descoberta, quando as reservas foram superestimadas e depois reavaliadas para baixo – ganhando a jocosa alcunha de Mexilhinho – estava prevista para entrar em operação em março (veja box), mas a partida desse megaempreendimento foi adiada para maio ou junho.

A diretora rebate as constatações de que está “sobrando” gás natural no país e costuma preferir o termo “flexibilidade” para tratar do excedente do combustível. “Hoje temos uma curva de produção mais flexível e adaptável às exigências do mercado”, pontua.

Para reforçar essa defesa, ela exemplificou que no dia 24 de janeiro a Petrobras foi chamada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), para abastecer com gás usinas térmicas que gerariam apenas 24 MW. Quinze dias depois, porém, este volume saltou para pouco acima de 3 mil MW, responsáveis por consumir algo em torno de 16 milhões de m³/dia de gás.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) exige que a Petrobras tenha disponível 30 milhões de m³/dia para abastecer usinas térmicas que têm uma capacidade de geração de 8 mil MW. Mas as perspectivas de geração são de apenas 800 MW diários, abaixo da média de 960 MW diários em 2009.

No cenário industrial as perspectivas são um pouco melhores. Segundo a Petrobras, há possibilidade de o mercado não-térmico recuperar maior proximidade – mais ainda abaixo – da demanda de 2008, quando houve recorde histórico do consumo de gás no país.

Produto caro – De acordo com a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), o volume de gás natural comercializado no acumulado do ano de 2009 atingiu a média diária de consumo de 36,7 milhões de m³, uma retração de 26% em relação à média do ano de 2008.

Essa retração fez com que a Petrobras realizasse em 2009 pelo menos dez leilões de gás para o mercado spot a preços menores. Com isso, neste início de ano parte do combustível fornecido às indústrias ficou cerca de 35% abaixo do valor cobrado do mercado não-flexível.

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