Balanço Elétrico – Planejamento setorial garante suprimento nacional até 2020

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.

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