Energia: Mercado livre permite contratar eletricidade com preços mais baixos no longo prazo

Petróleo & Energia, Energia: Mercado livre permite contratar eletricidade com preços mais baixos no longo prazo

O preço médio da energia elétrica no Brasil, em 28 de novembro, era de R$ 292,2 por MWh, segundo estudo conduzido pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan). Esse valor, quase 131% mais elevado do que a média dos Estados Unidos, colocou o Brasil no pouco honroso 11º lugar entre 28 países concorrentes industriais. Em relação à média dos países analisados pela entidade, a eletricidade nacional ficou 8,6% acima.

A Firjan reconhece que a posição no ranking já foi pior. Antes da Medida Provisória 579, de 11 de setembro de 2012, o país ocupava o quarto lugar entre os mais caros. Para a indústria, no entanto, os benefícios da MP duraram pouco. Segundo a entidade fluminense, o custo médio da energia industrial caiu de R$ 332,23 para R$ 263/MWh, entre dezembro de 2012 e janeiro de 2013, mas a necessidade de acionar as usinas de geração térmica e os reajustes aplicados pelas distribuidoras estaduais reduziram o benefício inicial, elevando o valor médio do MWh para mais de R$ 292.

Para facilitar o acompanhamento do preço da eletricidade consumida pelas indústrias, a Firjan criou uma página eletrônica em seu site que reúne essas informações das distribuidoras, acompanhando seus reajustes e permitindo comparações entre elas e com outros países. Está disponível em: www.firjan.org.br/quantocusta.

Safira---Mikio-Kawai-JrClientes empresariais podem reduzir o custo da eletricidade em seus negócios mediante o adequado planejamento de aquisições no mercado de balcão (venda direta do gerador para o consumidor) e também no mercado livre (negociado em ambientes assemelhados com bolsas de mercadorias, também chamados plataformas). “Agora, no começo de dezembro, o preço do MWh no mercado regulado, das distribuidoras, está próximo de R$ 300, mas esse valor pode cair pela metade quando se fala em contratos de longo prazo no mercado livre”, comentou Mikio Kawai Jr., diretor executivo do Grupo Safira, especializado em comercialização de energia.

Kawai sempre recomenda aos seus clientes fugir das compras de curto prazo e buscar suprimentos contratados mediante cuidadoso planejamento. “Estudamos o caso de cada cliente para ver qual a melhor configuração de suprimento para ele, além de oferecer estudos de melhoria da eficiência energética, aumentando as vantagens econômicas.”

Acompanhando o mercado de energia desde 1998, Kawai, economista de formação, viveu de perto a criação do mercado livre, tendo por base a legislação estabelecida três anos antes. Mesmo assim, as migrações efetivas para esse ambiente só começaram em 2000, ganhando força depois da crise elétrica de 2001.

“Em 2001 tivemos uma situação curiosa porque sobrou energia depois daquela fase do chamado apagão, e era fundamental comercializá-la, uma vez que não podia ser armazenada”, recordou-se. Com energia disponível, pois a demanda caíra cerca de 15%, seu preço despencou, atraindo a atenção dos grandes consumidores industriais, que obtiveram grandes ganhos com a migração para o mercado livre entre 2003 e 2005.

Depois de 2005, segundo Kawai, foi a vez de as empresas de médio porte, com consumo abaixo de 3 MWh, buscarem essa alternativa, mantendo a atratividade do negócio.

 

Petróleo & Energia, Custo da Energia Elétrica para a Indústria no Brasil por distribuidora - 2013
Custo da Energia Elétrica para a Indústria no Brasil por distribuidora – 2013

O especialista considera que o modelo energético do governo Fernando Henrique Cardoso ajudou a avançar o mercado de eletricidade, mas tinha problemas conceituais que não favoreciam a expansão do parque gerador. Por sua vez, o governo Lula modificou o modelo, instituindo os leilões de energia de longo prazo, que se revelaram capazes de equacionar a expansão da geração elétrica. “O modelo requeria alguns ajustes, mas vinha caminhando bem até 11 de setembro de 2012, quando o governo Dilma Rousseff editou a MP 579, que pôs em xeque a expansão do setor”, criticou Kawai.

Ele afirmou que o setor elétrico precisa de regras estáveis, capazes de transmitir confiança aos investidores em projetos de longa duração. As mudanças foram muito profundas e o mercado ainda vai demorar para absorvê-las, avaliou.

Atualmente, o parque gerador de energia previsível (com que se pode contar) consegue operar apenas por cinco meses sob condições de seca severa. Esse período, no entanto, já foi superior a um ano e meio. “Não se pensa o setor de forma sistêmica, e as pressões dos ambientalistas contra os reservatórios de hidrelétricas e a queima de gás natural para geração de eletricidade são fortes”, considerou. Porém, como explicou, sem poder contar com suprimento hidrelétrico constante, é preciso acionar por mais tempo as térmicas alimentadas a óleo combustível, diesel e gás natural, todas elas mais poluentes. “Há muito carvão no Rio Grande do Sul, mas ele não está sendo usado por pressão ambiental”, disse. “Mas eles puxam energia gerada na Amazônia, que também tem um custo ambiental, além dos problemas relacionados à transmissão.”

Por sua vez, a geração não previsível (que não pode garantir a disponibilidade, como a de fonte eólica e a solar) está crescendo, embora com alguma insegurança. “O país não pode apoiar seu futuro em fontes não previsíveis”, salientou.

“Na maneira como o sistema elétrico nacional está formatado, estamos à mercê de São Pedro”, disse Kawai. Sujeito às flutuações dos ciclos hidrológicos, o setor complementa o abastecimento principalmente com as térmicas, cujo custo de operação é bem mais elevado.

“O sistema precisa avançar sem que se criem rixas entre as fontes de energia, todas elas devem ser bem aproveitadas”, recomendou. A matriz geradora nacional de eletricidade ainda registra predomínio das hidrelétricas, com 85% da carga consumida. Kawai estima que esse percentual tende a cair para 75% a 70% nos próximos dez anos. “Esse percentual ainda é elevado, em relação aos demais países”, considerou, elogiando essa característica nacional. Porém a expansão hidrelétrica recente se concentra em usinas a fio de água, sem reservatório, todas instaladas na região amazônica, cuja produção despenca nos meses secos.

Dessa forma, as térmicas terão um futuro promissor. Kawai entende que seria mais interessante para o país incentivar a geração térmica mediante o consumo de gás natural e a construção de hidrelétricas com reservatórios.

Petróleo & Energia, Custo da Energia Elétrica para a Indústria - países selecionados - 2013
Custo da Energia Elétrica para a Indústria – países selecionados – 2013

O problema com o gás natural está no suprimento comandado por monopólios nacionais, situação que se repete em toda a América Latina. “A região também conta com reduzido número de gasodutos, limitando o acesso a alternativas de suprimento de gás, que está caro”, comentou. Para ele, o Brasil não terá gás natural na faixa dos US$ 3 a US$ 5 por milhão de BTU, como se vê hoje nos Estados Unidos. “Hoje temos gás a US$ 12, caso este valor baixe para US$ 8 por milhão de BTU já dá para pensar em construir mais térmicas”, afirmou.

Térmicas alimentadas por biomassa já possuem uma participação expressiva, mas ainda podem contribuir mais. “As usinas sucroalcooleiras são as mais conhecidas geradoras com biomassa e atuam no mercado livre, mas a eletricidade ainda é vista por elas como um subproduto, não recebe a atenção necessária”, disse Kawai. Se o setor investisse mais para aprimorar sua eficiência energética, tanto no processo produtivo quanto na geração elétrica, os ganhos poderiam ser maiores e mais estimulantes.

O avanço tecnológico explica o sucesso recente da fonte eólica, cuja participação se tornou decisiva nos leilões de energia promovidos pelo governo. Segundo Kawai, a geração eólica teve desenvolvimento notável, pois há alguns anos o preço de um MW instalado nessa modalidade ficava em torno de R$ 300. “Nos leilões recentes, a energia foi vendida na faixa de R$ 100 e os geradores esperam lucrar com isso”, comentou. Tecnologia e escala de produção explicariam esse aumento de competitividade.

Em contrapartida, a energia solar está perdendo fôlego. “O investimento em painéis solares não se paga em menos de 20 a 25 anos na atual configuração de mercado”, calculou. O modelo atual prevê a compensação da energia excedente gerada com a energia consumida e suprida pela rede. Esse valor não estimula os investidores. O especialista recomenda liberar a venda propriamente dita da energia gerada, e não apenas a compensação. Ele salienta que a insolação no Brasil é uma das melhores do mundo.

As estimativas de mercado desenham uma tendência de crescimento da demanda por eletricidade no Brasil da ordem de 1,2 a 1,5 vez a variação percentual do PIB. Dessa forma, o uso racional do suprimento e o estímulo para a ampliação do parque gerador são indispensáveis.

Segundo Kawai, os negócios no mercado livre de energia já respondem por 27% da carga consumida no país e esse percentual pode chegar a 35% ou 40% em alguns anos. “O potencial de crescimento dos negócios é muito grande e vai crescer quando for equacionada a política energética de longo prazo e houver aumento da capacidade de financiamento dos players”, avaliou.

No caso das vendas de balcão, elas continuam a ser efetuadas, mas esbarram na dificuldade de promover casamentos adequados entre a capacidade de oferta e a necessidade de consumo. O Grupo Safira também atua com geradores, em geral pequenas centrais hidrelétricas, comercializando energia e buscando aumentos de eficiência. Mas as plataformas oferecem boas oportunidades, tanto para compradores quanto para vendedores. “As grandes geradoras nacionais também atuam nas plataformas”, comentou.

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