A 11-Impactos da Produção de ShaleGas no Mercado de

Impactos da produção de shale gas no
mercado de hidrocarbonetos nos Estados
Unidos
Renata Rodrigues de Araújo1
Laís Palazzo Almada2
Virginia Parente3
Resumo:Este artigo tem como objetivo apresentar um panorama sobre os impactos
provocados pelo desenvolvimento da produção de shale gas no mercado de
hidrocarbonetos dos Estados Unidos. Para isso, as autoras partiram da análise dos debates
seminais da literatura internacional que exploram o tema. Essa literatura indica que o
desenvolvimento rápido e em larga escala de gás natural não convencional na América
do Norte causou uma revolução silenciosa no mercado local de gás natural e já provoca
impactos em outros setores energéticos no mundo. Nos Estados Unidos, o gás natural
está sendo utilizado para substituir outros combustíveis, em particular o carvão, na
geração de energia elétrica, resultando em menores emissões de gases de efeito estufa e
aumento das exportações deste insumo energético, principalmente para atender o
mercado europeu e asiático. Constatou-se também que uso do gás natural no setor de
transportes é, até meados de 2015, insignificante. Há projeções, porém, para o aumento
de incentivos e regulação voltados à promoção de investimentos em infraestrutura e
tecnologias de abastecimento de veículos a gás natural visando à ampliação do uso de gás
natural veicular. Essa vertente de uso final do gás natural abre mais uma frente com
importante potencial para esta fonte primária de energia.
Palavras-Chaves: Gás natural; gás de folhelho; gás não-convencional; geração de
energia elétrica; gás natural veicular; energia; regulação.
1 - Renata Rodrigues de Araújo, Doutoranda do Programa de Pós-Graduação em Energia do Instituto de
Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo – IEE/USP. Fone: 55 11 99534-1441. E-mail:
[email protected]
2 - Laís Palazzo Almada, Mestre pelo Programa de Pós-Graduação em Energia do Instituto de Energia e
Ambiente da Universidade de São Paulo IEE/USP; Especialista em Regulação da Agência Nacional de
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
Fone: 55 11 2276-1337. E-mail: [email protected]
3 - Virginia Parente, Professora do Programa de Pós-Graduação em Energia do Instituto de Energia e
Ambiente da Universidade de São Paulo IEE/USP.
Fone: 55 11 3740-0464. E-mail: [email protected]
Abstract: This article aims to assess of the impacts caused by the development of shale
gas production in the US energy market. The authors departed from the analysis of
several seminal studies, which addresses this phenomenon. This literature indicates that
the rapid development of unconventional natural gas production in North America has
sparked a quiet revolution in the US natural gas market. For its turn, such revolution has
had important implications upon other energy related sectors on the rest of the world.
Natural gas is being used to replace other fuels, particularly, coal in electricity generation,
resulting in lower greenhouse gas emissions from this sector and increasing US coal
exports, mainly to meet the needs of European and Asian markets. It was also observed
that the use of natural gas for transportation until mid-2015 has been insignificant. There
are, on the other hand, projections for increasing incentives and regulation to promote
investments to foster the infrastructure and technological towards supplying the
automotive fleet with natural gas aiming to increase the market for this energy resource.
This promising end-use for natural gas opens a new horizon with important potential to
this energy primary resource.
Key words: Natural gas; shale gas; non-conventional gas; electricity generation;
automotive fuel; energy; regulation.
1. Introdução
Shale gas (em português, gás de folhelho) é o gás natural produzido a partir de
uma formação rochosa sedimentar que funciona tanto como reservatório quanto como
fonte de gás natural (ANP, 2012). Ele é o principal tipo de gás não convencional e, apesar
de possuir as mesmas propriedades físico-químicas do gás convencional, é assim
denominado porque requer tecnologias especiais de extração, consideradas mais
complexas e/ou mais caras que as utilizadas nos reservatórios convencionais. Outras
fontes de gás não convencional incluem o tight e o coal-bed methane (CBM) (BNDES,
2012).
Os depósitos de shale gas apresentam características que os diferem das fontes
tradicionais de gás natural. Suas formações são caracterizadas por uma baixa
permeabilidade, o que impede que o gás flua naturalmente da rocha para o poço e dificulta
sua extração. Ao contrário das fontes convencionais, seu risco exploratório é bastante
reduzido, pois seus recursos tendem a estar distribuídos ao longo de imensas áreas
geográficas (MIT, 2010). Por outro lado, as rochas apresentam menor teor de
hidrocarbonetos que nos campos convencionais, tornando a sua produção econômica um
desafio muito maior. O desenvolvimento de shale gas também requer a perfuração de
muitos poços com impactos correspondentes na paisagem, no consumo de água e no meio
ambiente, em geral (ENVI, 2011). As principais preocupações de cunho ambiental se
resumem na possibilidade de causar tremores na terra, o grande uso de água no processo
e a possibilidade de contaminação dos lençóis freáticos (BNDES, 2012). Finalmente, a
taxa de declínio dos poços de shale gas é de até 85% no primeiro ano. Tipicamente,
obtém-se o pico de produção já nos primeiros dias de operação, à medida que são feitas
fraturas na rocha e o gás que se encontra livre consegue fluir. O restante do gás, adsorvido
na rocha, flui lentamente, conferindo ao reservatório baixas taxas de produção por longos
períodos de tempo (GÉNY, 2010; ANP, 2012).
A exploração de reservatórios de folhelhos nos EUA teve início em 1821 em
Devonian-Aged Shale, perto da cidade de Fredonia, Nova York, onde se perfurou o
primeiro poço (GWPC, 2009). No entanto, somente em meados dos anos 1990, a inovação
tecnológica do engenheiro norte-americano George Mitchell, envolvendo o uso
combinado de perfuração horizontal e fraturamento hidráulico, possibilitou o
desenvolvimento e a viabilidade econômica de sua extração (NICOT, 2009). Alguns
autores, todavia, destacam o papel da propriedade privada dos mineral rights (isto é, dos
direitos sobre os minerais, incluindo os hidrocarbonetos) na “Revolução do shale” na
América do Norte (WSJ, 2012; Hunt, 2012 and Williams,2012, Apud BNDES, 2012)1.
Desde então, iniciou-se a exploração deste recurso na América do Norte, que
atualmente concentra 90% da produção mundial. No ano de 2000, a produção de shale
gas atingia menos de 5% da produção de gás nos EUA. Em 2011, sua participação já era
de aproximadamente 34% da produção total de gás no país (cerca de 7,85 trilhões de pés
cúbicos de gás natural ou 222,3 milhões de m3) (EIA, 2013a). Tal participação é bastante
relevante, na medida em que os combustíveis fósseis representam 84% da demanda
energética dos EUA, sendo a participação do gás natural nesta parcela de 27% (EIA,
2013b).
Alguns fatores podem ser destacados no sucesso da exploração do gás natural em
reservatórios não convencionais, dentre eles (JACOMO, 2014):
1
Para Williams (2012), a possibilidade de o proprietário privado lucrar com a quantidade de gás extraída
sob seus domínios foi fundamental para que pudesse permitir em seu território a atividade da exploração e
produção de shale gas e os possíveis distúrbios que dela advêm. (BNDES, 2012).
 Avanços tecnológicos, em especial no que diz respeito ao fraturamento hidráulico
e à perfuração de poços direcionais;
 Conhecimento geológico dos folhelhos; e
 Mercado e infraestrutura de transporte de gás natural consolidados.
Não se pode olvidar, ainda, a contribuição circunstâncias de cunho financeiro,
como o baixo custo de capital e o mercado de crédito favorável nos anos 2000, aliado ao
aumento de preço do gás natural. Por fim, a estrutura e o ambiente regulatório favoráveis
no que tange às questões ambientais, de acesso às terras e aos recursos hídricos
contribuíram para o crescimento da exploração do shale gas2. Apesar de a atividade estar
sujeita tanto à regulação federal, quanto à regulação pelos Estados, a competência e o
papel de cada um encontram-se claramente delimitado (JACOMO, 2014).
Essa crescente exploração de shale gas, principal fonte de gás não convencional,
provocou o aumento da oferta de gás natural (GN) nos Estados Unidos e contribuiu para
a queda de seu preço no país. Além disso, o país passou de um cenário de aumento da
participação das importações de gás natural liquefeito (GNL) para outro de tendência a
autossuficiência e a exportador líquido na próxima década (BNDES,2012).
Consequentemente, o GNL que seria destinado aos Estados Unidos pode ser
redirecionado a países europeus que buscam maior diversificação de oferta e a países
asiáticos que precisam expandir suas importações de GNL, provocando importantes
impactos geopolíticos. Afinal, provavelmente, enfraquecerá a influência que países
exportadores de gás têm sobre países importadores. Este enfraquecimento pode ser ainda
mais acentuado quando os Estados Unidos (EUA) se tornarem efetivamente exportadores
de GNL.
O EIA estima que atualmente os EUA possuam aproximadamente 1.864 Tcf de
recursos tecnicamente recuperáveis, e que estes poderão ser acrescidos de 567 Tcf de gás
natural de folhelho. (EIA, 2013b) Neste sentido, espera-se que a produção de shale gas
nos EUA cresça aproximadamente 5% ao ano entre 2010 e 2035, atingindo 12,3 trilhões
de pés cúbicos (350 bilhões de m3) e representando mais de 46% da produção total do
país em 2035 (EIA, 2012). Ademais, essa produção é bastante distribuída territorialmente;
já tendo alcançado em torno de 48 Estados norte-americanos (JACOMO, 2014).
Até 2015, o desenvolvimento da produção de shale gas nos EUA favoreceu o
aumento da oferta de gás natural no país e possibilitou a queda de seu preço em mais de
50% ao ano, preço Henry Hub, de US$ 8,86 dólares por milhão de BTU 3 (mmBtu) em
2008, para US$ 4,00/mmBtu, em 2011, atingindo cerca de US$ 2,50/mmBtu no início de
2012 e um retorno para aproximadamente US$ 4,00/mmBtu a partir do final de março de
2013, (EIA, 2012b). Estes preços contrastam com os preços de gás natural no Japão, que
variam de US$ 13 a US$ 15/mmBtu e na Europa aproximadamente US$ 9/mmBtu.
Assim, observa-se que os baixos preços do gás natural provocaram grandes
modificações nos EUA. Mais barato, o gás norte-americano pode aumentar a
competitividade da indústria americana e fomentar a criação de empregos, impulsionando
a economia. O desenvolvimento da produção de shale gas provocou também impactos no
mercado de hidrocarbonetos nos EUA e em outros países do mundo. Impactos estes que
serão analisados neste estudo.
2
Os recursos hídricos nos EUA são de propriedade do proprietário da terra e, desta forma, no caso de
propriedade privada, o acesso à água necessária ao fraturamento hidráulico foi facilitado. Criou-se, assim,
um novo mercado nos EUA, o mercado de água (JACOMO, 2014).
3
BTU é a sigla de British Thermal Unit, expressão em inglês que significa Unidade Térmica Britânica.
É uma unidade de potência, que mede a quantidade de energia necessária para elevar a temperatura.
2. Análise dos Impactos do Shale Gas no Mercado de
Hidrocarbonetos nos EUA
2.1. Gás Natural
A mudança mais óbvia e imediata provocada pela queda dos preços do gás natural
em consequência da produção de shale gas nos EUA é a redução da dependência do país
em relação ao gás natural estrangeiro. Em 2012, suas importações líquidas de gás natural
caíram 23% em relação ao ano anterior e atingiram seu menor nível desde 1990. A
tendência de queda se repetiu em 2013, com uma redução de 16% nas importações
líquidas do país (EIA, 2014).
Aproximadamente 94% das importações de gás natural dos EUA chegam via
gasoduto do Canadá e do México (EIA, 2014). Estas importações provenientes do Canadá
têm apresentado redução contínua praticamente todos os anos desde 2007. No entanto, a
tendência de queda não se aplica a todas as regiões dos EUA uniformemente. Cada região
tem um comportamento diferente, dependendo da localização das fontes de
abastecimento e dos sistemas de dutos. Importações de gás natural do Canadá na parte
oriental dos EUA diminuíram significativamente em 2012 devido ao aumento da
produção de gás natural da região de shale Marcellus, no Nordeste, que deslocou
importações de gás natural canadense. Em contrapartida, as importações de gás natural
do Canadá na parte ocidental dos EUA aumentaram ligeiramente em 2012 e mantiveram
relativamente estáveis em comparação com os níveis de anos anteriores (EIA, 2013).
Em 2012, as importações de GNL diminuíram 50% em relação ao ano de 2011,
atingindo 175 bilhões de pés cúbicos (Bcf), nível mais baixo desde 1999. A tendência de
queda se repetiu em 2013, com redução de 45%. Cerca de 70% do total destas importações
são provenientes de Trinidad e Tobago (EIA, 2014). Egito, Catar e Iêmen contribuem
com uma pequena participação nas importações de GNL para os EUA.
As exportações de gás natural americano também aumentaram em 8%, em 2012,
como mostra Figura 1 (EIA, 2012).
Figura 1. Importações e exportações de gás natural dos EUA de 2008 a 2012
Fonte: EIA, 2012
O desenvolvimento da produção de shale gas nos EUA possibilitou ainda a
ampliação do diferencial de preços entre Henry Hub e mercados estrangeiros de fora da
América do Norte, aumentando o interesse no potencial de exportação de GNL (EIA,
2012c). Este diferencial entre os preços domésticos e aqueles em oferta nos mercados
internacionais tem sido tão grande que, mesmo após a inclusão dos custos de compra de
gás, de liquefação e de transporte geraria uma margem significativa para qualquer
companhia de gás. Além disso, embora o preço do gás nacional nos EUA pareça ser
insustentavelmente baixo no momento, especialmente tendo em conta a economia da
produção de gás não convencional seco (IEA/WEO, 2011), o crescente desenvolvimento
das reservas de gás não convencional úmido foi melhorado com a venda de óleo e gás
natural associados. Tudo isso somado ao fato de que os recursos de shale gas dos EUA
sejam estimados em 827 trilhões de pés cúbicos (volume suficiente para abastecer o
mercado americano durante aproximadamente 36 anos) constituem indícios de haver gás
natural o bastante para sustentar esta condição de exportador (EIA, 2013).
2.1.1. Potenciais projetos americanos de exportação de GNL
O equilíbrio do mercado de gás nos EUA mudou drasticamente ao longo dos
últimos cinco anos, com o país agora se movendo em direção à autossuficiência de gás
natural, contrariando antigas projeções de déficit. Como mencionado anteriormente, as
importações de gás do Canadá já entraram em declínio e outra consequência desta
mudança de equilíbrio do mercado foi que os numerosos terminais de regaseificação de
GNL que haviam sido construídos para atender a um aumento previsto das importações
de GNL se tornaram praticamente desnecessários.
Muitos dos proprietários destes terminais, que incluem instalações de
armazenamento, transporte e portos que podem ser usados para o fluxo de gás em ambos
os sentidos, planejam utilizar as suas plantas para as exportações de GNL através da
construção de instalações de liquefação. No estado do Texas é possível identificar alguns
projetos que já caminham neste sentido.
O terminal de Sabine Pass da Cheniere Energy é um exemplo de um projeto
concebido inicialmente como regime de importação, mas que agora está direcionando as
suas instalações para a exportação de gás. Em 2008, a primeira fase do terminal de
regaseificação entrou em operação, mas o projeto foi interrompido em 2009, quando ficou
claro que os EUA não teriam mais um requisito importante de importação, a demanda.
Como resultado, parte da capacidade de armazenamento e produção encontra-se ociosa,
enquanto as instalações portuárias, que podem suportar até 400 navios de GNL por ano
estão disponíveis para o carregamento de gás para exportação, bem como para descarga
de importações (Cheniere Energy, 2012).
No entanto, o processo mais complicado que a Cheniere teve de negociar, e que
ainda enfrentam as outras empresas pretendem seguir o seu exemplo, é o de pedido de
aprovação pelas autoridades reguladoras dos EUA. Este processo envolve dois órgãos
reguladores principais, a Comissão Federal Regulatória de Energia (FERC) e o
Departamento de Energia, Secretaria de Energia Fóssil (DOE/FE), com o primeiro
lidando com as licenças de construção e operação das instalações de GNL, enquanto o
último fornece autorização para as exportações. Estes regulamentos da FERC e do
DOE/FE são os mais importantes para a autorização de um projeto, porém há também
uma série de autorizações referentes à Guarda Costeira, ao Serviço de Pesca, à Água
Limpa e ao Ar Limpo e várias licenças municipais e estaduais (Nevins, 2012).
A FERC essencialmente coordena todas as autorizações federais necessárias para
o local, construção e operação da usina industrial, revê os planos detalhados de engenharia
e assegura que sejam cumpridas todas as condições da Lei de Política Nacional do Meio
Ambiente. No caso de projetos como Sabine Pass, especificamente: analisa todos os
potenciais riscos do GNL, estabelece planos de emergência e, em seguida, inspeciona e
supervisiona tanto a construção quanto a operação das instalações de GNL, com uma
exigência de um cronograma de relatórios completos de desempenho da planta. Em suma,
uma unidade de liquefação de gás não pode ser construída e operada sem a aprovação
completa da FERC.
Os regulamentos da DOE/FE dizem respeito ao direito de exportar um produto e,
sobretudo, analisam se tais exportações são consideradas de interesse público. Além disso,
há uma aprovação para os países com os quais os EUA têm um Acordo de Livre Comércio
(FTA, sigla em inglês para Free Trade Agreement) e outra para os países que não fazem
parte deste acordo (países não-FTA). Isto é particularmente importante no caso das
exportações de GNL, porque apenas um dos 19 países FTA é um importador de gás
significativo (Coréia do Sul) (USTR, 2013) e, portanto, nenhum projeto de exportação de
GNL poderia ter sucesso comercial, sem a aprovação dos países não-FTA. A aprovação
FTA é essencialmente automática, uma vez que se supõe que o comércio com estes países
FTA seja de interesse público, mas a aprovação dos países não-FTA é mais complexa e
pode envolver uma audiência pública se grupos de lobby interessados argumentem que
as exportações podem prejudicar os seus interesses. Além disso, a autorização também
pode ser concedida com restrições e limitações, o que significa que ela pode ser revogada
se as condições precisarem ser alteradas.
A empresa Cheniere Energy obteve todas as autorizações necessárias para
prosseguir com a planta de Sabine Pass, incluindo (em Maio de 2011) a aprovação do
DOE/FE para exportar para países não-FTA (LNG World News, 2011) e a licença de
construção FERC (em abril de 2012) (Cheniere Energy, 2012). Consequentemente,
contratos para a construção da usina foram assinados, o financiamento foi assegurado e a
construção da planta de liquefação está em andamento, com as primeiras exportações de
GNL programadas para o quarto trimestre de 2015.
A empresa lançou-se, ainda, em mais um empreendimento, por meio de uma
subsidiária, Corpus Christi Liquefaction. Trata-se de projeto para converter uma das
unidades de regaseificação com capacidade de 13,5 milhões de tonelada por ano (mtpa),
localizada no Texas, em unidade de liquefação, e que já conta com 8,42 mpta contratados.
Todas as autorizações para o projeto já foram obtidas e, em maio de 2015, foi autorizado
o início da construção. O empreendimento se dirige à liquefação de gás oriundo de fontes
convencionais e não convencionais, produzido no próprio Texas e na região do Golfo
(CHENIERE, 2015).
Outros estados estão trilhando o mesmo caminho, a exemplo de Louisiana. Em
junho de 2014 o FERC aprovou o projeto apresentado pela Cameron LNG, deixando o
projeto da Sabine Pass de ser o único a conseguir tal autorização. (SNOW, 2014a). A
Cameron já havia conseguido autorização para exportação para países que possuem
acordo de livre comércio com os Estados Unidos, e em fevereiro de 2014 obteve
autorização para exportação também para países que não possuem tais acordos, como o
Japão e países da União Europeia. O projeto compreende a liquefação e exportação de
14,95 milhões de toneladas de gás por ano e, para tal, serão três trens de compressão, o
primeiro deverá entrar em funcionamento em 2017 e os outros dois em 2018. (SNOW,
2014b)
Ainda no Texas, outro projeto alcançou as exigências regulatórias. O grupo
Freeport está desenvolvendo o projeto “Freeport LNG”, que envolverá a expansão dos
seus terminais, que quando concluída permitirá a exportação de dois bilhões de metros
cúbicos por dia de gás natural. Todavia, o terminal manterá a capacidade de
regaseificação, caso necessário à importação do insumo para o mercado interno.
(FREEPORT, 2015a). Todas as licenças legais, envolvendo o FERC e o DOE para o
projeto foram obtidas em novembro de 2014, quando foi iniciada a construção do projeto.
O terminal de liquefação entrará em operação em três fases, a primeira prevista para
setembro de 2018. Espera-se que em agosto de 2019 o terminal esteja operando
plenamente (FREEPORT, 2015b).Em meados de 2014, outros seis projetos esperavam
aprovação do FERC, sem previsão para a manifestação do regulador. Outros três projetos
haviam iniciado os procedimentos prévios de submissão do projeto de GNL ao FERC,
cuja fase costuma durar pelo menos seis meses até a apresentação formal do requerimento
(GASTECHNEWS, 2014).
2.2. Carvão
Embora nos EUA o carvão não seja tão dominante como na China, a geração de
eletricidade do país também é fortemente dependente deste insumo energético.
Recentemente, no entanto, a queda de preço do gás natural tem gerado uma vantagem
competitiva em relação ao carvão, provocando uma tendência evidente de troca de
combustível - carvão e outras fontes de combustível para o gás natural - na geração de
energia elétrica. Outro fator que impulsionou a utilização deste insumo na matriz
energética foi a necessidade de redução de emissão de gazes de efeito estufa.
A produção de shale gas viabilizou a conversão de usinas termelétricas a carvão
para gás natural, ampliando a participação do gás natural na geração de energia elétrica,
que aumentou de 21%, em 2008 para quase 24,8%, em 2012 enquanto a participação do
carvão caiu de 48% para menos de 42%, neste mesmo período (EIA, 2012a; EIA, 2010).
No período de 2000 a 2008 já haviam sido adicionados cerca de 120 GW de capacidade
termoelétrica a gás em ciclo combinado. (BNDES, 2012). Em abril de 2012, a
participação do carvão na geração mensal caiu para o mesmo nível de geração a gás
natural pela primeira vez, conforme ilustra Figura 2 (EIA, 2012c).
Pesquisas realizadas pelo National Petroleum Council (NPC) estimam a retirada
da capacidade instalada de térmicas a carvão variando de 12 GW a 101 GW até 2020, o
que na média representa 6% do total da capacidade instalada de geração de energia dos
Estados Unidos (BNDES, 2012).
No entanto, de maio de 2012 a março de 2013, uma combinação de preços mais
elevados do gás natural e o aumento da demanda por energia elétrica durante os meses de
verão provocaram um acréscimo na utilização de carvão na produção de energia elétrica.
Em março de 2013, as unidades a carvão geraram um pouco mais de 130 mil megawattshora de eletricidade, enquanto as unidades de gás natural produziram aproximadamente
85 mil megawatts-hora. Isto representa 40% ou mais de participação do carvão e cerca
de 25% do gás natural (EIA, março de 2013).
Figura 2: Geração de energia elétrica líquida mensal nos EUA, janeiro de 2007 a março de
2013.
Fonte: EIA, 2013
O consumo anual de carvão nos EUA diminuiu de 1128 para 889 milhões de
toneladas curtas, entre 2007 e 2012, uma queda de 238 milhões de toneladas curtas ou
22%. Em contraste, a produção anual de carvão dos EUA caiu de 1.147 para 1.016
milhões de toneladas curtas nesse período, uma queda de 130 milhões de toneladas curtas
ou 11%. Consequentemente, houve redução nas emissões de gases de efeito estufa do país
e alterações significativas no comércio de carvão americano.
A substituição do carvão por gás natural provocou mudanças nas emissões de
gases de efeito estufa (GEE) geradas a partir da geração de eletricidade, que responde por
aproximadamente 40% das emissões de dióxido de carbono total (CO2) nos EUA (EPA,
2012). Tais emissões depois de flutuarem na faixa de 2,34 a 2,41 bilhões de toneladas
métricas no período de 2005 a 2008, caíram aproximadamente 9,09%, para 2,15 bilhões
de toneladas em 2009, que foi seguido por um ligeiro aumento para 2,26 bilhões de
toneladas em 2010. O total das emissões de CO2 geradas a partir de combustíveis fósseis
em todos os setores de usos finais seguiu um padrão semelhante, com uma queda
significativa de 5,58 bilhões de toneladas de CO2 em 2008 atingindo 5,2 bilhões de
toneladas métricas em 2009 e um aumento mínimo de 2009 para 2010 (EPA, 2012).
Outra consequência resultante do aumento da produção de shale gas é a mudança
nas importações e exportações de carvão americano, como mostra Figura 3. As
importações deste recurso energético para o país caíram continuamente desde 2008,
enquanto as exportações subiram acentuadamente. Apenas 2 milhões de toneladas de
carvão foram importadas pelos EUA no primeiro trimestre de 2012, uma queda de 25%
em relação ao último trimestre de 2011 (EIA 2012e). Já as exportações trimestrais brutas
aumentaram para 28,6 milhões de toneladas, indicando uma exportação líquida de mais
de 26 milhões de toneladas de carvão (EIA 2012e). Isto sugere que quase metade do
consumo de carvão dos EUA que foi deslocado pelo gás natural foi exportada.
Figura 3. Importações e exportações de carvão dos EUA
Fonte: EIA, 2014a.
Este carvão dos EUA está sendo direcionado, sobretudo, ao mercado europeu e
asiático (EIA, 2012d). Estas duas regiões juntas formam 76% das exportações de carvão
do país norte-americano e apresentam um rápido crescimento desde 2009. O aumento das
exportações de carvão norte-americano para a Europa sofreu um aumento de 23,1%, ainda
que o preço médio tenha caído 24,3% (EIA, 2013). No continente, o carvão tende a
substituir o gás natural, mais caro. Em 2012, o consumo interno bruto de gás natural na
União Europeia diminuiu 3,6% em comparação ao ano anterior e atingiu os níveis mais
baixos da última década (EUROSTAT, 2013). O EIA (2012e) identifica tendências
ascendentes gerais no uso de carvão no exterior e as interrupções de fornecimento na
Austrália, Indonésia e Colômbia tornam os EUA uma fonte atraente.
No longo prazo, a mudança nos preços dos combustíveis também afetaria a
tomada de decisões de negócios em novos investimentos de usinas de energia e
aposentadorias de plantas velhas, alterando, assim, a mistura de combustível de
capacidade de geração. Cerca de 30 GW de usinas movidas a carvão, que compõem cerca
de 10% da capacidade total de produção de carvão, serão fechadas até 2016, de acordo
com os anúncios de planos de aposentadoria feitos pelas empresas a partir de julho de
2012 (Celebl et al, 2012). Além da abundante oferta de gás natural, a regulação mais
rigorosa esperada da poluição do ar proveniente da combustão do carvão também
desempenha um papel importante nestes encerramentos previstos. Muitas empresas com
usinas de carvão mais antigas precisam decidir entre investir em instalações de controle
ambiental para garantir que as suas usinas de carvão continuem em operação ou investir
em novas usinas movidas a gás, portanto, mais “limpas”. O baixo preço do gás tornou a
última opção mais atraente para a indústria, embora a história da alta volatilidade do preço
do gás atua para amortecer o entusiasmo em relação ao gás natural.
Destaca-se recente a análise feita pela EIA, que projeta que para os meses de abril
e maio de 2015, tal qual ocorreu em 2012, haverá a convergência entre a quantidade de
energia elétrica gerada a partir do carvão e do gás natural. Tal cenário decorre do aumento
da geração de energia elétrica gerada a partir do gás natural, impulsionada pela queda dos
preços deste insumo, que apresentou patamares baixos, com valores comparáveis a 2012,
bem como ao menor consumo nos meses de primavera. A EIA ressalta, ainda, que a
redução da participação do carvão na geração de energia elétrica em 2015 será impactada
pela desativação de unidades, cuja redução da capacidade representa 1,6% de toda energia
elétrica gerada nos EUA em 2014 (EIA, 2015).
2.3. Petróleo
O gás natural possui um papel importante na matriz energética dos EUA, sendo
um dos principais combustíveis na eletricidade, nos setores residenciais e comerciais e
uma importante matéria-prima para a indústria, mas quase não tem papel no setor de
transportes. Como ilustra a figura 4, o gás natural corresponde a 26% da energia primária
consumida no país, em 2011, o que representa 41% da energia fornecida para a indústria,
75% da energia fornecida a um aquecimento residencial, comercial e aquecimento de
água e 20% dos combustíveis usados para gerar energia elétrica (EIA, 2012). Esta última
fração aumentou para 30%, em 2012 (EIA, 2013). O fornecimento de gás natural para
esses setores é dividido uniformemente entre industrial, residencial/comercial e os setores
de energia (aproximadamente 32% para cada setor). Em contrapartida, apenas 3% da
energia no setor de transporte é fornecido a partir do gás natural.
No entanto, o baixo preço do gás natural e o alto preço do petróleo podem levar à
substituição de petróleo por gás natural no setor de transporte.
Figura 4: Demanda de Gás Natural nos EUA
Unidade: quatrilhões de BTU’s.
Fonte: EIA, Annual Energy Outlook, 2012.
O gás natural veicular (GNV)4 tem sido utilizado por uma parte da frota mundial
de veículos ao longo de décadas. Há aproximadamente 15,2 milhões de veículos movidos
a GNV em todo o mundo, sendo que 142 mil destes veículos encontram-se nos EUA, o
que confere a este país a 17ª posição no ranking, atrás de países como Irã, Paquistão,
Argentina, Brasil, Índia, Itália e China (NGVA, 2014).
4
O gás natural veicular é utilizado de duas maneiras: gás natural comprimido (GNC) e gás natural liquefeito
(GNL).
Ainda que no período de 1999 a 2009, o consumo interno dos EUA de gás natural
no setor de transportes tenha triplicado (Bryce, 2011), o uso global no setor de transportes
continua a ser muito pequeno. Em 2010, o gás natural alimentava menos que 0,4% dos 9
milhões de veículos pesados (HDVs, sigla em inglês para heavy-duty vehicles) que
circulavam nas estradas do país (EIA 2012a). Os ônibus de transporte público são os
maiores consumidores de gás natural no setor de transportes, com cerca de 20% destes
veículos alimentados a GNV (C2ES, 2012). Várias escolas públicas distritais também
converteram as suas frotas para GNV. Por exemplo, depois de participar de um projeto
de veículos de combustível alternativo piloto no final de 1980, a Tulsa Public School
District, em Tulsa, Oklahoma, agora tem uma frota de 190 veículos movidos a GNV. Em
2005, a Tucson Unified School District, no Arizona, comprou 70 ônibus novos movidos
a GNV.
Outro mercado potencial para gás natural no setor de transportes seria o transporte
marítimo. Esta nova tendência tem ganhado mais atenção tendo em consideração os
regulamentos sobre óxido de enxofre, óxido de nitrogênio, óxido de nitrogênio e emissões
de CO2. Devido ao seu teor de enxofre, o óleo combustível utilizado em navios
geralmente emite mais óxido de enxofre do que os veículos leves. A Organização
Marítima Internacional estabeleceu um limite de emissão para as embarcações e uma
regulamentação mais estrita que podem incentivar as empresas de transporte a adotar mais
embarcações operadas a gás. Além dessas considerações ambientais, os benefícios
econômicos (em comparação com óleo de origem marinha) com base em gás natural mais
barato podem criar um novo mercado para embarcações operadas a gás, apesar da
existência de algumas barreiras, como a diminuição do espaço de carga causada pelo
tanque de combustível (GNL) ser relativamente grande.
Os fatores mais importantes para a promoção da utilização de veículos a gás
natural são a diferença de preço entre o petróleo e o gás natural e as políticas
governamentais, como subsídio para a compra do carro e suporte para a instalação de
postos de abastecimento, pois a propagação gradual de veículos a gás natural não será
garantida apenas com a competitividade dos preços. A expansão destes veículos deve ser
considerada não só do ponto de vista econômico, mas também do ponto de vista ambiental,
avaliando, por exemplo, possíveis reduções nas emissões de CO2. Para isto, o governo
federal vem tentando estimular o uso do gás natural no transporte através de uma série de
programas de subsídios.
A Lei de Política Fiscal de Energia de 2005 (PL 109-58) ofereceu créditos para a
redução de impostos para a compra de um veículo novo movido a combustível alternativo
de até 50% do custo incremental do veículo, além de um adicional de 30% se o veículo
respeitar determinadas normas de emissão mais rígidas. Esses créditos variam de
US$ 2.500 a US$32.000, dependendo do tamanho do veículo. No entanto, o crédito foi
eficaz apenas para compras realizadas depois de 31 de dezembro de 2005 e expirou em
31 de dezembro de 2010.
Em agosto de 2009, o Departamento de Energia dos EUA (DOE) anunciou um
financiamento para tecnologias de gás natural e para postos de abastecimento, no âmbito
da Lei de Recuperação e Reinvestimento para os governos estaduais e municipais (PL
111-5).
Um esforço legislativo mais recente foi o projeto de lei 1380 de 2011, denominado
New Alternative Transportation to Give Americans Solutions (NAT GAS). Esta
legislação proposta oferece créditos fiscais para novos veículos a gás natural nas
extremidades varejo e na indústria, infra-estrutura de abastecimento comercial e
residencial, e para o próprio gás. No entanto, a NAT GAS foi rejeitada pelo Senado em
março de 2012.
No nível federal, em agosto de 2011, a EPA e a Autoridade Nacional de Segurança
Rodoviária, do Departamento de Transporte dos EUA (DOT) aprovaram o primeiro
programa para reduzir as emissões de gases de efeito estufa e melhorar a eficiência de
combustível de veículos médios e pesados, no qual veículos movidos a GNV e a outros
combustíveis alternativos foram creditados com base em seus potenciais de redução de
emissões de GEE (EPA e DOT, 2011).
Em março de 2012, o presidente Obama anunciou um novo desafio “National
Community Deployment Challenge”, com investimento de um bilhão de dólares para
“estimular a implantação de veículos limpos e avançados em comunidades de todo o país”
(Casa Branca, 2012). Esta proposta de “combustível neutro” inclui a eletrificação, o gás
natural e outros combustíveis alternativos. O programa também procura desenvolver até
cinco corredores de GNL regionais para aumentar a implantação de GNV (Casa Branca,
2012).
Os governos estaduais e municipais também intervieram. Os regulamentos
distritais de gestão da qualidade do ar, por exemplo, contribuíram para que 65% de todos
os ônibus de trânsito Bacia Air Litoral Sul passassem, a partir de 2011, a ser movidos a
gás natural. O Plano de Ação de Ar Limpo “San Pedro Bay”, aprovado no final de 2006,
incluiu um programa para substituir, num prazo de cinco anos, todos os caminhões a
diesel com base nos portos de Los Angeles e Long Beach por alternativas mais limpas
como veículos movidos a GNL (Port of Los Angeles e Port of Long Beach, 2011). Em
2013, 879 caminhões movidos a gás natural foram registrados na Truck Drayage Registry,
o que representa 7% das viagens de contêineres em San Pedro Bay (CAAP, 2011). A
Pensilvânia, um estado com reservas significativas de shale gas, introduziu um pacote
legislativo destinado a fornecer US$ 47,5 milhões em incentivos fiscais, subsídios e
empréstimos para promover o investimento em frotas de caminhões e ônibus a gás natural
para municípios e empresas.
Os governos regionais também demonstram empenho para incentivar ou fornecer
infraestrutura de reabastecimento. O Estado de Utah tem promovido o uso de GNV,
incluindo os automóveis particulares, além de contribuir para a construção de
infraestrutura de abastecimento de combustível. Utah, atualmente, é um dos principais
estados em termos de número de estações de abastecimento de GNV, com 73, perdendo
apenas para a Califórnia e Nova York (AFDC, 2011). No Colorado, a cidade de Grand
Junction inaugurou seu primeiro posto de GNV em abril de 2011, completando uma
cadeia de postos de GNV da Califórnia para Denver (Cianca, 2011). O Texas, por sua vez,
está construindo estações de reabastecimento entre Dallas, San Antonio e Houston no
âmbito do plano estratégico “Texas Clean Transportation Triangle”. Esforços similares
também estão em curso na área da costa ocidental (the Interstate Clean Transportation
Corridor) e Pensilvânia (“Pennsylvania Clean Transportation Corridor”) (EIA 2012a).
Estes esforços públicos em construção de postos e estações de reabastecimento
têm-se mostrado fundamentais. Com efeito: a necessidade de infraestrutura e o preço
relativamente elevado de veículos a gás natural são algumas das principais barreiras que
dificultam à implantação mais extensa da utilização do GNV.
Quase todos os países onde o GNV é utilizado têm um número mínimo de postos
de abastecimento de gás. No caso dos EUA, há apenas 1.000 postos de GNC e 50 estações
de GNL em comparação com 157.000 postos de abastecimento de gasolina em todo o
país em 2010. É importante destacar que as poucas estações existentes não são
distribuídas uniformemente, com 22% dos postos de GNC e 68% das estações de GNL
localizados na Califórnia (EIA, 2012).
Além disso, segundo com a EIA (2012a), 53% dos postos de GNV e 57% das
estações de GNL são de propriedade privada e não abertos ao público. Assim, o acesso à
infraestrutura de abastecimento continua a ser um obstáculo significativo à penetração
mais ampla de GNV em muitas partes dos EUA, sobretudo para frotas que não
reabastecem em locais centrais. Caminhões e ônibus, por exemplo, costumam viajar em
rotas previsíveis e estão armazenados em áreas comuns, o que significa que a
infraestrutura para uma frota de GNV pode ser concentrada em determinadas áreas
específicas, desde que estejam perto de gasodutos, enquanto que o uso generalizado de
GNV em veículos de passageiros exigiria uma infraestrutura de abastecimento muito mais
extensa e custosa (AFDC, 2011).
Parte do desafio de infraestrutura é romper o ciclo “criação de demanda x aumento
de investimentos”. Os usuários de veículos não vão comprar carros movidos a GNV até
que considerem suficientes os postos de abastecimento, enquanto que a motivação para
construir uma infraestrutura de abastecimento de GNV será limitada até se obter uma
demanda consistente para este combustível.
3. Conclusão
O boom do shale gas nos EUA provocou alterações no mercado norte-americano
de energia com importantes repercussões em outros países do mundo. A produção de
shale gas levou a uma maior oferta de gás natural nacional a preços relativamente baixos
nos EUA, reduzindo assim a sua dependência em relação ao gás natural estrangeiro e
despertando o interesse no potencial para a eventual exportação de GNL. Este
crescimento da oferta de gás também viabilizou a conversão de usinas termelétricas a
carvão para gás natural, ampliando a participação do gás natural na geração de energia
elétrica e aumentando as exportações de carvão, principalmente para atender a demanda
dos mercados europeu e asiático.
No que diz respeito à substituição do petróleo, no entanto, o desenvolvimento de
shale gas ainda não provocou impactos significativos até o momento. O setor de
transporte não tem mostrado até a presente data (meados de 2015) uma mudança notável
devido à revolução do shale gas no curto e médio prazos. Pôde-se constatar que isso se
deveu ao fato de que veículos a gás natural ainda enfrentam desvantagens, como a falta
de infraestrutura de abastecimento e de manutenção, além do preço relativamente elevado
para a aquisição de veículo híbrido ou dedicado. Vale apontar que como não há garantias
de que o preço do gás natural continuará muito mais barato que o petróleo, a oscilação
relativa de preços pode tornar não rentáveis os investimentos em veículos movidos a gás
natural. A transferência de demanda deve acontecer de forma restritiva para o transporte
rodoviário de mercadorias ou transporte marítimo, visto que, nestes setores, tanto a
competitividade de preços quanto a regulação proativa do governo estão sendo
convergentes. No entanto, é inegável que, no longo prazo, o gás natural apresenta um
potencial significativo para substituir, em certa medida, a demanda atual por petróleo, à
luz de seus benefícios sociais e ambientais, particularmente referentes à saúde e ao meio
ambiente em função da redução de emissão de gases de efeito estufa.
Agradecimentos
As autoras agradecem pelo apoio recebido do Programa de Recursos Humanos da ANP
para o Setor Petróleo e Gás (PRH04-ANP/MCT) da Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP); à Petrobras; ao Núcleo de Pesquisa em Política e
Regulação das Emissões de Carbono (NUPPREC/USP), ao Programa de Pós-Graduação
em Energia (PPGE-USP) e à Universidade de São Paulo (USP).
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