Balanço Elétrico – Planejamento setorial garante suprimento nacional até 2020

 

O Brasil vai sediar dois megaeventos esportivos até 2016, mas existem algumas incertezas no ar. Não se sabe se teremos uma infraestrutura aeroportuária compatível com a Copa de 2014 e com a Olimpíada, dois anos depois. Também há dúvidas se as arenas esportivas de fato estarão totalmente operacionais daqui a praticamente dois anos.

Um dado interessante – pelo menos em relação à Copa – é que os estádios devem ser supridos energeticamente com geradores. As linhas tradicionais de energia elétrica funcionarão como backup, operação determinada pela cartilha da Fifa. Foi assim na África do Sul, por exemplo, e Montagem de gerador eólico na fábrica da Wobben em Sorocaba-SP será assim no Brasil. Se o suprimento seguisse uma lógica normal – linhas convencionais de energia abastecendo as arenas, secundadas por geradores –, não haveria problemas de apagão. Pelo menos é o que estimam os especialistas ouvidos nessa reportagem, ao fazer um balanço da oferta e demanda de energia nos próximos cinco anos.

Para eles, os números da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), instituição responsável por estudos que subsidiam o planejamento na área elétrica, devem ser uma referência, mas não podem ser encarados como verdade absoluta. “É preciso que esse planejamento seja adaptado às condições de momento e reavaliado sempre”, explica Erik Eduardo Rego, executivo da consultoria Excelência Energética. “Não é culpa do planejador. Ele pode ser, por exemplo, otimista em relação às licenças ambientais de hidrelétricas. Pela avaliação mais recente, a UHE de São Manoel já estaria liberada, o que não aconteceu. Da mesma forma, foi prorrogado o prazo para licenciamento da UHE de Sinop”, detalha. Segundo ele, o inverso também acontece: a EPE não estimava o crescimento da oferta de gás natural, mas tanto a Petrobras como a MPX tiveram produção adicional, como apontou Rego.

Para João Carlos de Oliveira Mello, presidente da consultoria Andrade e Canellas, existe um processo real de venda de energia em leilões públicos, o que confirma as contratações nos próximos cinco anos, mas é preciso vencer as limitações como o licenciamento ambiental. Para ele, o governo deve monitorar os gargalos e um deles é a transmissão, principalmente porque as linhas das grandes usinas em construção cortam a região amazônica, a mais vulnerável nesse segmento. O sinal amarelo deve ser ativado, na opinião dele, para projetos como Tapajós. “Nossa matriz continua predominantemente hidrelétrica, com um complicador adicional no fato de grandes projetos atuais serem usinas a fio d’água, sem reservatórios.” Mello avalia que, para garantir a segurança no suprimento de energia, as fontes complementares, caso das usinas termelétricas, precisam estar bem equacionadas.

Charles Lanzi, presidente da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel), avalia que existe um planejamento efetivo de forma geral, o que ele saúda como positivo. E mais: os números da entidade indicam que haverá um crescimento da participação de fontes alternativas de energia na geração, com destaque para a modalidade eólica, que poderá responder por até 7% da matriz nos próximos cinco anos. Ele também aposta no incremento da biomassa como fonte de geração, mas adianta que as pequenas centrais hidrelétricas ou PCHs vivem um sério momento de parada – ou mesmo retrocesso. No quesito diversificação, Lanzi está alinhado com os indicadores do Plano Decenal de Energia (PDE), preparado pela EPE como etapa do planejamento até 2020.

O documento confirma o que os três especialistas argumentaram, estimando que as principais fontes geradoras de energia – hidrelétrica, biomassa e eólica – continuem renováveis. Mas, de acordo com a EPE, a participação das hidrelétricas cairá de 76% para 67% (entre 2010 e 2020), ao mesmo tempo em que o conjunto formado pelas usinas eólicas, térmicas (nesse caso, somente as acionadas com biomassa) e PCHs dobrará a participação, de 8% para 16%. Em suma, as fontes renováveis chegam a 83% em 2020, consumindo investimentos de R$ 190 bilhões, considerando as usinas já autorizadas. Os projetos não contratados ou não autorizados somariam outros R$ 100 bilhões.

Para Mello, da Andrade e Canellas, considerando o papel das térmicas como fonte segura de suprimento, o setor precisa acompanhar o caso das usinas movidas a gás natural, levando em conta o papel da Petrobras como fornecedora. Ele explica que a empresa tem um grande potencial de exploração nos próximos dez anos. “Há um processo de formação do preço do gás, principalmente quando se desenha a primeira fase dessa exploração”, explica.

Para Rego, da Excelência Energética, há uma estimativa de sobra de gás natural ao longo de 2014-16 em vista das descobertas que a Petrobras vem realizando, tendência comprovada pelo leilão realizado em agosto de 2012. “Tem havido uma discussão a respeito do equilíbrio da negociação de gás, uma vez que a Petrobras também possui térmicas usando esse combustível”, avalia o consultor. Para ele, como o Brasil não está vivendo uma situação de escassez de geração, o imbróglio a respeito de gás natural não deve ser priorizado agora.

Fernando Umbria, assessor da diretoria da Associação Brasileira de Grandes Consumidores e Consumidores Livres (Abrace), traça um quadro mais complexo do su- primento de energia até 2016. Para ele, o processo precisa ser visto de diferentes pontos de vista. No caso da expansão da geração e transmissão ele sinaliza que haverá pequenos gargalos, mas os próximos cinco anos devem ser relativamente tranquilos sem expectativas de um eventual apagão. “O planejamento tem sido capaz de dar conta das necessidades, apesar do conjunto enorme de dificuldades”, opina. Umbria destaca o avanço de grandes empreendimentos de geração hidrelétrica que devem atender à demanda brasileira a longo prazo.

Petróleo & Energia, Erik Eduardo Rego, Executivo da consultoria Excelência Energética, Balanço Elétrico - Planejamento setorial garante suprimento nacional até 2020
Erik Rego: PCHs foram jogadas no limbo da área energética

Outro ponto de vista avaliado pelo assessor da Abrace é o da operação e, neste caso, ele chama a atenção para a segurança energética, ou seja, para as condições efetivas de suprimento de energia. Com grande parte da matriz sendo hidrelétrica, o estado dos reservatórios e a previsão de chuvas, entre outros fatores, afetam a operação, de forma que a preocupação é monitorar as variações desses reservatórios ao longo do ano. Em 2011, o especialista avalia que não foi necessário acionar as térmicas para garantir o suprimento de energia e o país não teve custos associados à segurança energética. E o problema é, novamente, a transmissão.

Para Umbria, há uma transição perigosa, principalmente no atendimento da Região Norte, caso dos estados do Acre e de Rondônia, que foram interligados no final de 2009, sem a alocação de uma infraestrutura adicional redundante. “Estamos com um único circuito de transmissão operando para esses estados, sendo que o sistema de lá é vulnerável, com problemas frequentes de interrupção nas linhas. Então, torna-se comum o acionamento das térmicas para manter a confiabilidade do atendimento nessas regiões”, avalia o especialista.

Segundo ele, os custos para manter a confiabilidade do fornecimento têm sido bastante elevados para o sistema como um todo e são cobertos pelos consumidores de outras regiões como Centro-Oeste e Sudeste. Somente de janeiro a novembro de 2011, os gastos para acionar as termelétricas chegaram a R$ 860 milhões e podem atingir quase R$ 1 bilhão apenas para manutenção da segurança energética daqueles estados. Esse gargalo de transmissão representa uma falha de planejamento, segundo Umbria, e só começa a ser resolvido no final de 2012, quando dois outros circuitos de transmissão paralelos devem ser ativados.

Um pouco mais complicado do que a situação da transmissão é o quadro atual das pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). “Essa área começou mal em 2011, acabou pior e terá um cenário ainda pior em2012”, avalia Rego, da Excelência Energética. Para ele, não haverá um cenário positivo para elas nos próximos dois anos. E os problemas acontecem em várias frentes, começando – novamente – com a questão ambiental. As PCHs, em média, demoram mais para conseguir uma licença prévia do que o tempo demandado pelo projeto da Usina de Belo Monte. Nesse último caso, conta a favor da grande hidrelétrica a presença do governo como investidor, ao contrário das PCHs, nas mãos de empreendedores privados. “Adicionalmente falta estrutura aos órgãos ambientais para dar conta do volume de projetos”, complementa o consultor.

Petróleo & Energia, Balanço Elétrico - Planejamento setorial garante suprimento nacional até 2020
Nota: inclui autoprodução; para 2011, consideradas estimativas preliminares do consumo de energia elétrica e do PIB

A segunda frente de batalha das PCHs, e seu maior entrave, de acordo com Rego, é a questão de preço. Para ele, a precificação da energia eólica em R$ 100 MWh torna a competição difícil para as PCHs, que precisam de uma remuneração de pelo menos R$ 150 MWh para se tornarem viáveis. Com isso, as pequenas centrais hidrelétricas sofrem no mercado livre, por conta da sobra de energia. E no mercado regulado não se consegue vender pelo preço necessário. Outra água quente adicional nessa fervura é a indefinição a respeito das concessões das usinas hidrelétricas, que começam a vencer em 2015. Como não há uma definição do governo, criou-se uma incerteza a respeito dos preços. Resultado: os consumidores não estão realizando negociações posteriores a 2015. “Contratos que não eram longos estão encurtando ainda mais, prejudicando as PCHs, que entraram para um limbo na área energética”, explica Rego.

Mello, da Andrade e Canellas, argumenta que o caso das PCHs envolve outro viés: ao contrário das eólicas, cujos players são, em sua maior parte, internacionais, as PCHs são supridas por fabricantes locais, o que significa que sua paralisação também prejudica a indústria brasileira. “Existem práticas de incentivo que podem ser implementadas, caso das isenções de produtos e engenharia nacionais, processo capaz de estimular o incremento das PCHs e da indústria local”, diz. Ele concorda com Rego a respeito da Aneel, avaliando que a agência tem muitos projetos sob sua responsabilidade para serem aprovados, resultando em uma lentidão enorme. “Há a avaliação do detalhe do detalhe”, argumenta.

Para Lanzi, da Abragel, a situação atual das PCHs é fonte de intensa preocupação da entidade. Ele chama a atenção para a falta de isonomia tributária entre os projetos de pequenas centrais hidrelétricas e dos parques eólicos. Essa discrepância favoreceria essa segunda modalidade, já beneficiada por uma evolução tecnológica e economia de escala. “Países que adotam a energia eólica deixaram de investir ou estão investindo pouco em novos projetos, ao mesmo tempo em que o Brasil tem uma demanda grande”, contextualiza.

Petróleo & Energia, Charles Lanzi, Presidente da Abragel, Balanço Elétrico - Planejamento setorial garante suprimento nacional até 2020
Lanzi: geração elétrica segue apoiada em fontes limpas

O papel das PCHs, segundo ele, precisa ser resgatado. Respondendo por cerca de 3,2% da matriz de geração de energia elétrica, as pequenas centrais têm acrescentado entre 300 MW e 400 MW a cada ano, funcionando como um complemento à principal fonte de geração. A maior parte dos empreendedores é formada por empresas de pequeno porte, embora as distribuidoras tenham entrado no circuito por meio de suas divisões de energia renovável, incluindo eólica, biomassa e mesmo solar. A ambição dos defensores das PCHs é aumentar a capacidade anual agregada para um patamar entre 400 MW e 500 MW durante os próximos 15 anos. Mas, para que isso aconteça, o setor vai ter que trabalhar duro para resolver os vários entraves atuais. Com uma cadeia de fabricantes no Brasil, Lanzi gostaria que os projetos desfrutassem de um processo de aprovação mais rápido.

A etapa de licenciamento ambiental, que depende dos órgãos ambientais estaduais, pode ser diferenciada de acordo com a região e da capacidade das entidades. E o prazo médio está longe dos 24 meses desejados pelo presidente da Abragel. Segundo ele, desde o momento em que se identifica o potencial de geração até a operação de fato, o tempo envolvido supera uma década. Não é incomum que os ciclos médios cheguem a 13 ou 14 anos, envolvendo identificação do potencial de geração, elaboração e aprovação do estudo de inventário, elaboração do projeto básico, construção da usina e início de operação. “Esse prazo poderia ser reduzido pelo menos à metade”, acredita Lanzi.

Com estudos para aprovação mais detalhados e com o licenciamento mais complexo do que outros tipos de geração, o custo das PCHs também acaba sendo afetado. “Entre 45% e 50% da construção de uma pequena central é obra civil. Com o aquecimento recente das obras, há uma pressão adicional ainda maior de valores, levando o custo ainda mais para cima”, complementa o presidente da Abragel.

Uma das soluções propostas pelo executivo para acelerar o processo de aprovação de projetos já está sendo colocada em prática: reforçar a qualidade dos documentos e desburocratizar algumas etapas, mas Lanzi lembra que isso precisa ser feito a quatro mãos, com a Aneel. Um dos gargalos: as PCHs são obrigadas a ter um projeto básico aprovado pela agência para participar dos leilões de energia. Não basta ter a licença, o projeto precisa ser aprovado pela agência, ao contrário de outras fontes de geração.

Petróleo & Energia, Balanço Elétrico - Planejamento setorial garante suprimento nacional até 2020
Fonte: Nota técnica DEA 16/11 – Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE/MME)

“O setor tem uma estrutura de cadeia produtiva muito bem estruturada, domina a tecnologia profundamente, e esse conhecimento nos habilita a avançar nos projetos e não nos atermos a tantos detalhes como os que são exigidos hoje”, argumenta. Um exemplo citado por Lanzi são os estudos de hidrologia e geologia, em que a Aneel poderia buscar uma forma de responsabilização do empreendedor como forma de garantir maior velocidade ao processo sem eliminar os requisitos de segurança. Ele acredita que a ênfase no estudo de inventário também pode favorecer o setor, ao permitir um aproveitamento ótimo dos recursos hídricos.

As críticas ao processo de licenciamento não se restringem às PCHs. Para Mello, da Andrade e Canelas, o tema merece uma atenção especial porque os investidores públicos e privados precisam conhecer os condicionantes ambientais antes de iniciar as obras. “Esses parâmetros influem na precificação dos projetos e, no nosso caso, acontecem ao longo da obra, o que pode criar um cenário que os inviabiliza”, alerta.

O especialista aproveita para destacar outra situação não resolvida e já citada: o que será feito das concessões que vencem em 2015. “É o tema do momento e está causando um grande alvoroço, pois não sabemos se o governo federal vai encerrar a prática de renovação ou vai abrir novas licitações”, explica Mello. As incertezas criam um problema para os investimentosem expansão. Adefinição rápida é um ponto importante, de acordo com ele, considerando que muitos deles precisam começar a ser executados em 2012, por exemplo, para iniciar a produção a partir de 2015. Para quem tem uma concessão vencendo em 2015 e não tem definido o que será feito, a tendência é atrasar a expansão.

Um pouco menos complicado é o cenário da distribuição. Parece claro para os especialistas entrevistados que o segmento tem sido bem monitorado, papel que cabe à Aneel, e que as ações governamentais estimulam o agrupamento de empresas, com ganho de escala para dar conta da precificação atual. “Diria que temos um bom ambiente nessa área. O modelo permite que as empresas continuem investindo”, sintetiza Mello. Para ele, a mais recente revisão tarifária deu uma sacudida nas margens das distribuidoras. “Elas reclamam que não podem mais investir, criando um espaço para o debate com o governo”, avalia. Para ele, no entanto, a política tarifária não muda.

Petróleo & Energia, Balanço Elétrico - Planejamento setorial garante suprimento nacional até 2020
Nota: inclui autoprodução; para 2011, considerada estimativa preliminar do consumo de energia elétrica

Rego, da Excelência Energética, concorda. “A revisão joga a tarifa para baixo, forçando um agrupamento das empresas, jáem andamento.” Elecita o caso da compra da Light pela Cemig e o avanço do grupo CPFL na aquisição de distribuidoras de menor porte. E também a venda de distribuidoras pelo grupo Rede. Com um perfil de grupos privados atuando nessa área, a diversificação é outra característica desses players, que criaram divisões de energia alternativas nos últimos anos para investir em segmentos como o eólico ou biomassa. As exceções ao perfil privado são a Cemig e a Copel, empresas mistas, ou a Eletronorte, que acabou assumindo concessões na Região Norte, em face do problema com distribuidoras locais. “Há uma clara sinalização de que a Aneel quer as distribuidoras como prestadoras de serviços. Elas seriam locadoras de fios e a agência quer pagar menos pelo aluguel desse transporte”, argumenta Rego. Ele acredita que tal cenário incentiva as empresas a gerenciar bem suas operações para conseguir reduzir cada vez mais seus custos operacionais.

Para Umbria, da Abrace, a indústria não sente exatamente os efeitos da redução de custos de energia. Ele cita um estudo da Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan), indicando que o Brasil – entre 27 países analisados – tem a terceira maior tarifa de energia para o consumidor final. Realizado em 2010, o levantamento avalia que a indústria arca, em média, com um valor de R$ 329 por MWh, sendo que o custo da geração médio seria de R$ 170 por MWh.

“Pagamos um extra considerável sobre a cadeia do setor elétrico. É uma conta lotada de encargos – 14 no total, dos quais o estudo avaliou10”, explica. Somente a conta desses encargos teria um custo global de R$ 18 bilhões em 2011, de acordo com o assessor da Abrace. “Isso porque nossa matriz é predominantemente hidrelétrica, que é a modalidade mais barata de geração de energia. Deveríamos ter um mecanismo mais eficiente para o setor, com uma precificação compatível com a de outros países”, finaliza.

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