Introdução
O ano de 2020 ficou marcado pela crise sanitária da Covid-19 e seus inúmeros desdobramentos sociais e econômicos. No setor energético, vimos a demanda por energéticos se retrair em diversos países, resultado das medidas de isolamento e distanciamento social. No setor de petróleo além da queda brusca de demanda, tivemos também a guerra (temporária) de preços entre membros da OPEP+ que gerou impactos ainda mais profundos no setor. No mercado de gás e GNL vimos preços em baixas recordes e em um alinhamento inédito na série histórica. Foi um ano de muitos desafios e adaptações enquanto sociedade, o que impulsionou uma série de reflexões sobre a evolução no contexto energético.
Nesse sentido, o ano de 2020 também trouxe uma nova perspectiva para a transição energética. Um dos marcos, sem dúvidas, é o novo posicionamento mais agressivo da União Europeia em suas políticas climáticas e energéticas. O Green Deal europeu promete trazer impactos não só para os países da UE, mas para todos os países com quem tenha relações comerciais o que leva a um movimento globalizado de transição para economias sustentáveis. A vitória de Biden nas eleições dos Estados Unidos reforça ainda mais essa tendência de implementar políticas direcionadas a redução de impacto ambiental.
No Brasil, os impactos econômicos da crise sanitária começaram a ser sentidos em meados de março e tiveram relevante consequência sobre a atividade econômica e o consumo de energia. O mercado teve que se ajustar rapidamente para lidar com a queda brusca de demanda e repensar portfólios e compromissos. As expectativas de reformas e movimentos setoriais foram frustradas em 2020, dado que o trabalho remoto trouxe inúmeros desafios aos órgãos responsáveis.
O objetivo desse artigo é trazer uma reflexão sobre o que esperar para o ano de 2021, que deve ser marcado pela estabilização da economia, reformulação de estratégias de crescimento, e retomada de reformas e processos regulatórios.
Petróleo
O ano de 2020 vai entrar para a história como um dos mais desafiadores vividos pelo setor petrolífero mundial. O setor experimentou um dos maiores desequilíbrios entre oferta e demanda da sua história, fruto da combinação da guerra de preços entre grandes produtores e dos efeitos da pandemia do coronavírus. Esta combinação gerou um enorme excesso de oferta fazendo com que os estoques de petróleo aumentassem em 1,44 bilhões de barris somente no primeiro semestre de 2020. Este desequilíbrio trouxe à mesa de negociações os grandes players do mercado de petróleo, permitindo estabilizar o mercado no segundo semestre.
A demanda global de petróleo se recuperou no segundo semestre, mas não conseguiu retornar aos níveis anteriores à pandemia. O Energy Information Administration espera uma queda da média de 2020 que deverá ficar cerca de 8,8 Milhões de barris por dia (Mbd) abaixo da demanda de 2019.
O preço médio do Brent no mês de abril de 2020 foi de apenas 18,3 dólares. O acordo da OPEP+ conseguiu levar os preços médios para a casa dos 40 dólares no segundo semestre de 2020. No mês de dezembro os preços do petróleo reagiram positivamente à chegada da vacina da Pfyzer e Moderna nos Estados Unidos e Europa. O Brent caminha para fechar o ano na casa dos 50 dólares, o que certamente representa um grande alívio para o setor e a esperança de um ano de 2021 de maior estabilidade no mercado.
Apesar do alívio no final do ano, os fundamentos do mercado de petróleo não indicam um ano de forte recuperação dos preços em 2021. O setor ainda tem um enorme estoque de petróleo para digerir e existe a possibilidade da volta de um excesso de oferta com a recuperação da produção Americana e da Líbia. Ademais, o acordo atual da OPEP+ é valido apenas até maio. A OPEP+ precisará manter a cooperação e a disciplina para sustentar os preços no patamar atual.
Para o Brasil o ano de 2021 tem tudo para ser muito melhor que o de 2020. Isto porque 2020 foi um ano de forte ajuste nos planos de investimentos das empresas. A preservação de caixa foi a prioridade de todas as empresas diante do cenário de grandes incertezas. A redução dos investimentos é a forma mais evidente para preservar caixa em momentos como o vivido em 2020. O corte nos investimentos afetou o Brasil especialmente, já que o país é hoje a principal fronteira exploratória em águas profundas do mundo, com uma pesada agenda de investimentos.
Apesar dos cortes nos investimentos e postergação de projetos, 2020 trouxe boas surpresas para o setor petrolífero mundial. A principal delas foi a forte procura internacional pelo petróleo do Pré-sal, com a entrada em vigor das novas restrições de emissões da International Maritime Organization (IMO) para emissões de enxofre. O óleo do Pré-sal se beneficiou deste contexto dado as suas características de baixo nível de enxofre. O preço do óleo de Lula foi negociado com prêmio em relação ao Brent e as exportações brasileiras cresceram de forma acelerada, devendo fechar o ano com um avanço de cerca de 25%.
O setor petrolífero brasileiro tem uma enorme agenda de investimentos já contratada nos últimos leilões, tanto para exploração quanto para desenvolvimento de campos descobertos no Pré-sal e na bacia do Sergipe-Alagoas. Destaca-se também o grande potencial para investimentos em campos maduros na bacia de Campos. Se a estabilização do mercado petrolífero se confirmar, o ano de 2021 poderá ser um ano de retomada do setor de petróleo no Brasil. A variável decisiva para esta retomada será o patamar de preços do barril no mercado internacional. Esta variável será determinante para a disponibilidade de caixa por parte da Petrobras e demais empresas privadas para acelerar os investimentos.
Gás Natural
O mercado de gás internacional em 2020 registrou baixas históricas de demanda e preços. De acordo com IEA (2020), a demanda mundial de gás deve cair 3% no resultado anual – um choque de demanda sem precedente histórico no mercado internacional. Os preços de hub dos Estados Unidos e Europa refletiram a drástica redução da demanda, registrando preços inferiores a US$ 2/ MMBtu. O mercado internacional de GNL, que já apresentava sinais de sobreoferta em 2019, chegou a negociar cargas abaixo de US$ 2/MMBtu.
No Brasil, a demanda de gás deve fechar o ano com uma queda de pelo menos 10% com relação a demanda de 2019. Em termos relativos, o impacto foi sentido principalmente no segmento automotivo e comercial, mas em termos absolutos, a demanda industrial foi a que mais sofreu redução entre os meses de abril e junho.
Apesar dos impactos relevantes no mercado de gás devido à crise sanitária, algumas movimentações marcaram o ano de 2020 no contexto nacional. A principal, sem dúvidas, está relacionada ao andamento do PL do Gás no legislativo. Depois de anos em pauta, o projeto foi aprovado em setembro pela Câmara dos Deputados e levada a votação em dezembro no Senado, momento no qual o texto original passou por modificações controversas e voltou à Câmara.
O ano também foi marcado pela continuidade do processo de desinvestimento da Petrobras e demais medidas da estatal, conforme acordado no TCC com o CADE. O destaque fica para a assinatura do acordo de compartilhamento de infraestrutura de escoamento e processamento de gás natural da Petrobras com seus parceiros. Nesse ano também se iniciaram os processos de venda das parcelas residuais da TBG, NTS e Gaspetro.
O retorno do PL do Gás à Câmara com emendas que desfiguraram algumas das propostas iniciais, conforme abordado por Romeiro (2020), traz mais um impasse e lentidão no processo de liberalização do mercado. Esse é um assunto da maior urgência, dado que o movimento de transição energética pode solapar os retornos de investimentos em energias fósseis em velocidade mais rápida do que se previa. Com o processo legislativo em aberto, a insegurança jurídica se mantém e atrasa decisões de investimento no setor, principalmente no upstream.
O ano de 2021 vai ditar o ritmo da reforma do setor de gás. Algumas medidas infralegais previstas no “Novo Mercado de Gás” devem ser retomadas, principalmente relacionada a agenda regulatória da ANP que sofreu atrasos em 2020 devido à paralisação do processo de consulta pública durante o período de isolamento social. Nesse sentido, espera-se a conclusão de algumas questões em aberto como a resolução sobre os critérios de independência do transportador (já em consulta pública); resolução sobre a interconexão entre gasodutos de transporte; e a revisão da Resolução sobre Tarifa de Transporte, que estavam previstas para 2020 e ficaram para o próximo ano.
Em 2021, no entanto, teremos movimentações relevantes nos projetos de GNL no Brasil. A operação da usina da GNA está planejada para o segundo trimestre e será a segunda planta LNG-to-power a entrar em operação no país. Outra usina a GNL que iniciará operação em 2021 é a UTE Jaguatirica II, da Eneva, que irá consumir o gás produzido e liquefeito do campo de Azulão. Alguns projetos da Golar devem decolar em 2021, em especial o do Porto do Suape e a parceria com a Copergás, para levar o energético a municípios não atendidos pela rede de distribuição. A tendência é que mais projetos de GNL de pequena escala se desenvolvam no país, dada sua capacidade de viabilizar a monetização de recursos no interior do país.
Combustíveis e biocombustíveis
Os setores de combustíveis foram severamente afetados pela drástica redução da demanda em virtude das ações de isolamento social, estratégia adotada para diminuir o contágio. O principal desafio foi a drástica queda na demanda de combustíveis com a redução de mobilidade.
O Gráfico 1 a seguir compara a variação nas vendas de combustível entre 2020 e 2019 por trimestre. O efeito da pandemia sobre a redução de vendas de combustíveis foi maior no segundo trimestre, período de isolamento social mais intenso. O impacto mais significativo da pandemia é sobre o setor aéreo, com queda recorde de 80% das vendas de QAV no segundo trimestre de 2020 em comparação ao mesmo período de 2019. O dado mais recente da Agência Nacional de Aviação Civil (Anac, 2020) registrou queda da demanda e oferta doméstica por transporte aéreo de passageiros de 35,7% em relação a novembro de 2019.
A queda dos preços do petróleo que se iniciou em fevereiro afetou a competitividade do etanol hidratado frente à gasolina, cuja demanda chegou a cair 15% no mês de abril (ANP, 2020). Apesar de ter ocorrido uma queda expressiva do transporte urbano, o escoamento da safra para exportação sustentou o transporte de cargas o que segurou as vendas por óleo diesel.
Gráfico 1 – Variação nas vendas de combustíveis em 2020 no Brasil em relação ao mesmo trimestre do ano anterior
Fonte: Elaboração própria com dados da ANP (2020).
No médio prazo, a expectativa para o setor aéreo não é otimista e vai depender do novo patamar de demanda de voos turísticos e a negócios afetado pelos novos hábitos – home office e restrição de mobilidade. A expectativa para a demanda de gasolina e óleo diesel é mais otimista e a retomada para o patamar de vendas pré-pandemia vai depender muito do crescimento da atividade econômica.
A crise da Covid-19 chegou no momento de grandes expectativas quanto à evolução dos biocombustíveis no Brasil. A safra de 2019/2020 obteve bom resultado da produção de cana, cerca de 642 milhões de toneladas, e recorde na produção de etanol – 35 bilhões de litros (CONAB, 2020). No caso do biodiesel, o aumento da mistura obrigatória de biodiesel estava evoluindo e, em 2020, alcançou 12% (B12). A expansão para o B15 e testes para o B20 estavam em andamento. Eram grandes as expectativas na implementação da Nova Política Nacional de Biocombustível, o Renovabio. Constituído pela lei 13.576/2017, o RenovaBio busca contribuir para o atendimento aos compromissos de descarbonização no âmbito do Acordo de Paris, além de promover a expansão da produção e do uso dos biocombustíveis na matriz energética nacional.
A resolução CNPE nº 15 de 2019 estabeleceu metas compulsórias anuais (2019 – 2029), para os distribuidores de combustíveis, de redução de gases causadores do efeito estufa. As metas são atendidas por meio da compra dos Créditos de Descarbonização (CBios). As usinas solicitam as emissões de CBIOS que é proporcional ao volume de biocombustível produzido, importado e comercializado. A fim de gerar fluência no mercado, os CBios são negociados na bolsa de valores e, portanto, pessoas físicas e jurídicas podem comprá-los e vendê-los.
Como a pandemia da COVID-19 afetou a produção e demanda de biocombustíveis surgiram questionamentos se haveria estoque necessário de CBios para atender a meta. A meta inicial de 29.068.230 CBios para 2020 foi revista pela CNPE[1] (resolução nº 8 de 2020) para 14.534.115 de CBios para acomodar o impacto do coronavírus sobre o mercado. Em novembro, o RenovaBio superou a marca de 15 milhões de Créditos de Descarbonização registrados na Bolsa (B3 -Brasil Bolsa Balcão), o que garante, segundo a ANP (2020a), disponibilidade de CBIOS para cumprimento de metas de 2020.
Em meio às incertezas e questionamentos judiciais quanto ao programa, o mercado de créditos de descarbonização (CBios) registrou flutuações de preços. Os preços vinham subindo e no início de novembro, registrou R$ 72 por CBIO, mas caiu assim que a Associação de Distribuidoras de Combustíveis (Brasilcom) entrou na justiça com pedido de redução de 25% das metas individuais sob o argumento de que a pandemia afetou a situação financeira das distribuidoras. O CBio passou a ser negociado abaixo de R$50. Com a suspensão da liminar, o preço voltou a ser negociado acima de R$50, mas sem tendência de alta.
A questão tributária do Renovabio ainda está em aberto e em dezembro a ANP colocou em consulta pública[2] resolução que prevê redução das metas anuais individuais por redução de CBios pelas aposentadorias por partes não obrigadas no programa.
A expectativa é que no próximo ano as questões judiciais sobre o Renovabio sejam resolvidas, a ANP está avançando com a proposta que prevê abatimento automático nas metas quando partes não obrigadas retirarem CBios do mercado, além da criação de mecanismos de certificação específico para os biocombustíveis fabricados com grãos (biodiesel de óleo de soja e etanol de milho) para solucionar os gargalos na certificação e a dificuldade de rastreabilidade dos grãos.
Setor elétrico
Ainda que eletricidade tenha sua demanda menos impactada pela pandemia do COVID-19 em relação às fontes que têm maior orientação para o transporte, o setor elétrico tende a sofrer profundas alterações em decorrência da crise sanitária.
A IEA aponta que países que adotaram lockdown severo, tiveram a demanda de eletricidade reduzida em 20% (IEA, 2020). No Brasil, a carga de eletricidade registrada pelo ONS em 2020 (até 17/12) foi reduzida em 1,7% quando comparada a igual período de 2019. Nos últimos três meses, a carga foi em média 2,5% superior, indicando que mesmo com alto contágio e óbitos as atividades econômicas foram reestabelecidas.
Um destaque negativo no sistema elétrico brasileiro foi o apagão em Amapá, que acarretou em dois blecautes e medidas de contingenciamento que duraram três semanas e resultou no adiamento da eleição em Macapá. A crise do estado conectado ao Sistema Interligado Nacional em 2015 mostra que nem notas as regiões brasileiras contam com a mesma robustez de fornecimento. À fragilidade usual das pontas de sistemas, somou-se o descaso institucional com a segurança de abastecimento da região, que não contou com alternativas de redundância e backup.
Do ponto de vista institucional, a concentração de esforços na distribuição dos impactos da pandemia prejudicou o avanço de outras frentes na redefinição do arcabouço de contratação de energia e capacidade no Brasil.
O maior impacto da pandemia foi a consolidação da difusão de renováveis para a geração de eletricidade. Desde 2010, a participação de solar e eólica na expansão da capacidade global vem aumentando de forma contínua. A pandemia, ainda que tenha provocado redução na adição de nova capacidade de geração, não alterou essa trajetória e as energias solar e eólica devem representar 57% da expansão de capacidade (Figura 1) (IEA, 2020b).
Figura 1 – Expansão da capacidade de geração solar e eólica – Mundo
Fonte: IEA (2020b) pg. 48. Nota: Dados de 2020 são estimados.
A formação de um consenso de recuperação econômica sustentável tende a canalizar incentivos para a expansão das fontes solar e eólica. As fontes já são competitivas e a trajetória de domínio na expansão tende a ser incontornável. No World Energy Outlook 2020, a Agência Internacional de Energia propõe engajamento global para propiciar que os sistemas de energia se tornem livre de emissões (IEA, 2020c). O desenvolvimento tecnológico em baterias e hidrogênio devem contribuir para superar os obstáculos que o avanço de fontes renováveis enfrenta atualmente.
No Brasil, há um debate sobre a continuidade de incentivos para as novas fontes renováveis, tanto em modelos centralizados quanto distribuídos. A MP 998 retirou vantagens que a geração centralizada eólica e solar detinham e indicou a necessidade de desenvolvimento de mecanismos alternativos para a difusão dessas fontes. Por outro, lado os incentivos para as fontes distribuídas na forma de net metering estão em discussão da revisão das resoluções ANEEL 482/2012 e 687/2015.
Essas iniciativas poderiam colocar em dúvida a diretriz de política energética nacional para difusão das fontes eólica e solar, essencial para manter a matriz de geração brasileira em posição de liderança em sustentabilidade. Recentemente, o PDE 2030 colocado em consulta pública pela EPE e MME indica uma forte aposta nas duas fontes. O cenário de referência contempla 20 GW de expansão de geração distribuída, sendo 93% correspondente a painéis fotovoltaicos. O capítulo de fontes distribuídas desenvolve dois cenários de penetração das fontes, verão e primavera. O cenário “verão” considera que as mudanças regulatórias preservam os incentivos que favorecem a expansão.
Na geração centralizada, a fonte eólica é dominante, com expansão prevista de 16,2 GW até 2030. A previsão de expansão solar centralizada é de 5,3 GW. As duas fontes representam dois terços da expansão de capacidade de geração centralizada. Considerando geração centralizada e distribuída, a expansão solar e eólica representa 77% da expansão da capacidade de geração contemplada no cenário de referência. É importante destacar que o PDE 2030 não contempla novas hidrelétricas no planejamento indicativo. A expansão apresentada na Figura 2 corresponde a projetos em curso e repotencialização de usinas.
Figura 2 – Capacidade instalada de geração atual e prevista em 2030 no cenário de referência do PDE
Fonte: EPE/MME (2020) pg. 82.
Ou seja, as projeções do PDE 2030 apontam para o forte predomínio das fontes solar e eólica na expansão da geração, seja centralizada ou distribuída. Essas projeções são convergentes com as iniciativas internacionais de recuperação sustentável a partir da crise da pandemia, ainda que não exista um engajamento formal das autoridades brasileiras no movimento global.
Conclusão
O ano de 2020 vai ficar marcado como um dos mais desafiadores que tivemos que enfrentar, tanto no âmbito dos negócios como em sociedade. Além da crise sanitária e humanitária, a pandemia da Covid 19 afetou a liquidez dos mercados, a cadeia de suprimento e a demanda, com o setor de energia não foi diferente. Esperamos que 2021 traga novo fôlego e uma resiliência redobrada para lidar com a necessidade de reavaliação dos rumos dos mercados de energia.
Queríamos aproveitar o último artigo do ano para agradecer a todos leitores que nos acompanham e que possamos estar juntos nessa jornada compartilhando conhecimento no próximo ano.
Em janeiro o Ensaio Energético fará uma pausa e os artigos voltam em fevereiro de 2021.
Saudações Energéticas!
Boas festas!
Referências
IEA (2020a). Global Gas Security Review 2020.
IEA (2020b). Sustainable Recovery: World Energy Outlook Special Report, OECD Publishing, Paris, https://doi-org.ez24.periodicos.capes.gov.br/10.1787/3f36f587-en.
IEA (2020c). World Energy Outlook 2020, OECD Publishing, Paris, https://doi-org.ez24.periodicos.capes.gov.br/10.1787/557a761b-en.
EPE/MME (2020). Plano Decenal de Expansão de Energia 2030. Brasília: MME/EPE.
CONAB (2020). Companhia Nacional de Abastecimento. Boletim da safra de cana-de-açúcar. Disponível em <www.conab.gov.br/info-agro/safras/cana/boletim-da-safra-de-cana-de-acucar>. Acesso em 10 de junho de 2020.
ANP (2020). Painéis Dinâmicos do Abastecimento. Disponível em <http://www.anp.gov.br/distribuicao-e-revenda/paineis-dinamicos-abastecimento>.
ANAC (2020). Demanda e Oferta do Transporte Aéreo. Disponível em https://www.anac.gov.br/.
ANP (2020a). RenovaBio atinge 15 milhões de CBIOs e garante disponibilidade para cumprimento de metas. Disponível em: https://www.gov.br/anp/pt-br/canais_atendimento/imprensa/noticias-comunicados/renovabio-atinge-15-milhoes-de-cbios-e-garante-disponibilidade-para-cumprimento-de-metas>.
Notas
[1] Conselho Nacional de Política Energética
[2]A minuta permanecerá em consulta pública por 15 dias e a audiência pública ocorrerá no dia 21/12/2020.
Sugestão de citação: Prade, Y. C.; Rodrigues, N.; Almeida, E. & Losekann, L. (2020). Reajustando o rumo: o que esperar de 2021 no mundo da energia?. Ensaio Energético, 21 de dezembro, 2020.
Editora-chefe do Ensaio Energético. Formada em Economia pelo IBMEC-RJ, mestre e doutora em Economia Industrial pela UFRJ, com doutorado sanduíche em Oxford Institute for Energy Studies.
Editora-chefe do Ensaio Energético. Economista pela UFRRJ, mestre em Economia Aplicada pela UFV e doutora em Economia pela UFF. Professora do Departamento de Ciências Econômicas da UFF, professora do Programa de Pós Graduação em Economia (PPGE/UFF) e pesquisadora do Grupo de Energia e Regulação (GENER/UFF).
É professor e pesquisador do Instituto de Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC) e Presidente eleito da Associação Internacional de Economia da Energia - IAEE. Doutor em Economia Aplicada pela Universidade de Grenoble na França. Conselheiro Editorial do Ensaio Energético.
Conselheiro Editorial do Ensaio Energético. Economista e doutor em Economia pela UFRJ. Professor e coordenador do Programa de Pós Graduação em Economia e Vice Diretor da Faculdade de Economia da UFF. Pesquisador do Grupo de Energia e Regulação (GENER/UFF).
