Estatal, que recontratou oito usinas existentes no LRCAP, atualmente usa navios de GNL como alternativa de estocagem
O Brasil precisará desenvolver novas soluções de armazenamento de gás natural, como a estocagem subterrânea, para lidar com o acionamento cada vez mais rápido das termelétricas, avalia o gerente-executivo de Gás e Energia da Petrobras, Álvaro Tupiassu.
“Usamos a estocagem de gás, não da forma ideal, mas é a forma que nós temos, com os navios de GNL [gás natural liquefeito]. E achamos que vai ser necessário que o Brasil desenvolva, além das baterias, como está sendo programado, também a estocagem de gás natural, estocagem subterrânea, que vai ajudar muito a tornar mais eficiente esse processo”, afirmou nesta quarta (10/6), durante evento promovido pela MegaWhat, no Rio de Janeiro.
Atualmente, no Brasil, o projeto mais avançado de estocagem subterrânea de gás natural é desenvolvido pela Origem Energia no Polo Alagoas — e que utiliza reservatórios depletados.
Há, no entanto, outras iniciativas em estudo no país, como o projeto de conversão do campo de Manati, operado pela própria Petrobras na Bahia, num reservatório de armazenamento subterrâneo offshore.
Alta variação de demanda
Tupiassu destaca que a contratação de cerca de 15 GW de usinas a gás no Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) de março reforça o perfil de demanda flexível por gás no Brasil.
Atualmente, segundo ele, a demanda firme de gás gira entre 50 milhões e 55 milhões de m³/dia, enquanto o consumo das térmicas pode chegar a cerca de 40 milhões de m³/dia no pico de despacho.
A demanda potencial associada às novas térmicas do LRCAP 2026, por sua vez, pode alcançar entre 85 milhões e 88 milhões de m³/dia.
Para Tupiassu, a transformação do perfil operacional das térmicas nos últimos anos exige não só uma reorganização na cadeia de suprimento de gás, mas também investimentos tecnológicos para permitir respostas cada vez mais rápidas às necessidades do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
“Antes era uma operação em que, em anos mais secos, operávamos vários meses a fio e, alguns meses, sem operação. Isso mudou muito drasticamente nos últimos três anos. Agora diminuiu muito a frequência de despacho de longa duração e aumentou muito a frequência de despacho muito rápido”, afirmou.
A mudança decorre da crescente participação das fontes renováveis variáveis, especialmente solar e eólica, no sistema elétrico brasileiro.
Com a forte geração dessas fontes durante parte do dia e a queda abrupta da produção nos horários de pico de consumo, as termelétricas passaram a ser acionadas em intervalos cada vez menores para garantir o equilíbrio entre oferta e demanda.
Tupiassu citou situações em que houve variações superiores a 2 GW em menos de duas horas, exigindo adaptações significativas nas usinas da companhia.
“Tivemos que alterar várias coisas no arquétipo das usinas com novos investimentos, para torná-las capazes de fazer de forma segura essa variação tão rápida”, disse.
Segundo ele, o desafio não se limita às usinas, mas alcança toda a cadeia de produção, transporte e comercialização de gás natural.
Infraestrutura terá de ser dimensionada para os picos
Tupiassu citou, ainda, que o novo modelo de operação exigirá infraestrutura capaz de atender aos momentos de pico, mesmo que permaneça subutilizada durante boa parte do tempo.
“Tem que lembrar que tem uma parte dessa solução que depende de você ter capacidade física compatível com o pico de demanda disponível o tempo todo”, disse.
“Então, por exemplo, se for em gasoduto, capacidade reservada compatível com o pico da operação, não com uma média. Capacidade de terminal de GNL compatível com o pico. Então espera-se, se esse regime de operação for mantido, muito volátil, que tenha um fator de utilização baixo. Mas ainda assim, é a solução mais viável nesse momento”.
O executivo defendeu o uso de diferentes estratégias comerciais para garantir suprimento em momentos críticos.
“Nós temos que ter os terminais de GNL disponíveis, na capacidade plena, você tem que ter estocagem de gás, GNL em navios e contar com o mercado internacional”;
Térmicas e baterias são complementares
Embora a Petrobras também estude investimentos em sistemas de armazenamento por baterias, Tupiassu afirmou que as duas tecnologias cumprem funções distintas e complementares no sistema elétrico.
“Está no plano da Petrobras, inclusive, investir nisso [baterias] também, mas não resolve inteiramente o problema, nem em escala e nem em tipologia. Nossa visão é que as termelétricas não competem até certo ponto com as baterias”, disse.
“Até uma certa capacidade de consumo, é obrigatório contar com as duas soluções simultaneamente’, acrescentou.
Petrobras quer antecipar térmicas
A Petrobras foi uma das principais vencedoras do Leilão de Reserva de Capacidade de 2026, realizado em março, ao recontratar cerca de 2,2 GW de capacidade termelétrica existente por meio de oito usinas a gás de seu parque gerador.
A estatal chegou a defender publicamente a homologação imediata dos contratos do certame após uma disputa judicial que atrasou o processo.
No fim de maio, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) homologou os contratos com entrega prevista para 2026, dos quais seis pertencem à companhia.
Tupiassu afirmou que a empresa vê espaço para antecipar a entrada em operação de parte das térmicas contratadas.
“Já houve consulta se é possível e há interesse em antecipar, e nós respondemos positivamente nesse sentido”.
“A nossa visão é que existe, sim, a necessidade, dependendo do cenário, de antecipar algumas das existentes, e sobretudo de garantir que as novas que foram contratadas, e algumas delas a Petrobras será a supridora de gás, inclusive, também entrem”.
A companhia já manifestou ao Ministério de Minas e Energia interesse em antecipar para 2026 o início da operação das usinas Termoceará, Termomacaé e Três Lagoas.
Tupiassu avaliou ainda que o setor elétrico ganharia previsibilidade com a retomada de calendários plurianuais para leilões e citou a judicialização envolvendo o LRCAP como um fator que aumenta a percepção de incerteza regulatória.
