Sindicato da Construção, Geração, Transmissão e Distribuição
de Energia Elétrica e Gás no Estado de Mato Grosso
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O nível mais baixo dos reservatórios das hidrelétricas desde 2001 resgatou a ameaça do racionamento, além de reacender o debate sobre como planejar e reforçar o sistema interligado ao longo desta década. A geração de energia por termelétricas a gás natural nos últimos meses bateu recorde, o que elevou o custo do insumo e a necessidade de repasse dessa despesa adicional para as contas de luz. A questão é se a base térmica deve ser ampliada, por meio da queima de gás natural ou carvão, ou se deve ser mantida a estratégia de utilização de hidrelétricas com seus grandes reservatórios.
O risco de racionamento até o próximo ano está praticamente descartado pelos especialistas. Em 2013, deverá entrar em operação uma importante quantidade de energia no sistema por meio da interligação entre as usinas do rio Madeira e a região Sudeste, que deverá estar concluída até o fim do primeiro semestre. Com isso, o escoamento de energia entre as regiões Norte e Sudeste será ampliado de forma significativa. "Com esse acréscimo de oferta e uma demanda que deve ficar entre 4 mil MW e 5 mil MW, levando em conta uma recuperação econômica não muito forte, não vejo risco", diz o diretor da LCA Consultores, Fernando Camargo.
Para o presidente da Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), Mauricio Tolmasquim, o risco de racionamento até 2014 é zero. Segundo afirma, essa certeza leva em conta o acréscimo de 8,5 mil MW de capacidade neste ano, com destaque para o aumento da geração da hidrelétrica do Madeira, além da ampliação da interligação do sistema, com a linha de transmissão do Madeira até o Sudeste, a partir de maio. "Em 12 anos, a capacidade de escoamento de energia entre o Sudeste e o Nordeste mais que duplicou."
Mesmo com o baixo risco, o sistema deverá contar com as térmicas operando a plena carga até o fim do ano. Além de contar com eleições para governador e presidente, o próximo ano ainda terá a Copa. "Devemos manter as térmicas em operação até dezembro para dar segurança à recomposição dos reservatórios e atravessar o próximo ano com maior folga", diz o presidente da Thymos Energia, João Carlos Mello. A posição do governo sobre as térmicas deve ser tomada em maio, quando acaba o período chuvoso.
A fragilidade do sistema está ligada a uma particularidade recente: a redução da energia armazenada nos projetos das grandes hidrelétricas que vêm sendo construídas na região Amazônica, que reúnem 70% do potencial hidrelétrico brasileiro. Por conta das pressões ambientais, esses empreendimentos têm incorporado o conceito das usinas a fio d' água. Essa tecnologia aproveita a vazão do rio, dispensa a construção de grandes reservatórios como os feitos antigamente, o que reduz a área alagada. Ocorre que, ao se dispensar a construção dos reservatórios, cai o volume de energia armazenada. No período de chuvas, os reservatórios acumulam água para geração posterior, o que não ocorre com o sistema fio d'água. Porém, fontes alternativas, como a eólica, também dependem da natureza.
Nesse cenário, ganha importância a base térmica, já que sem água ou vento as hidrelétricas ou eólicas param de funcionar. "Como não se vislumbra mudança nessa visão de construção das hidrelétricas no curto prazo, pela polêmica ambiental, torna-se necessário expandir a base térmica, seja com gás natural ou carvão, para ter uma segurança maior do sistema", afirma o presidente da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib), Paulo Godoy.
No Plano Decenal 2021, elaborado pelo governo federal, previa-se a entrada de 700 MW em térmicas a partir de 2015, mas esse número deverá ser revisado para cima. "Temos um gargalo na oferta de gás, mas há perspectivas de gás não convencional, o que pode reduzir os preços", afirma Tolmasquim. A maior parte da expansão do segmento é feita pela contratação de Gás Natural Liquefeito (GNL), muito mais caro que outras fontes tradicionais. Enquanto nos EUA, o gás de xisto custa US$ 3 por milhão de BTU, o GNL chega a custar cinco vezes mais. "O gás do pré-sal ainda está distante e poderá ser caro, já que está em locais distantes da costa brasileira, o que aumenta o custo de transporte e exploração, mas o gás não convencional poderá sair a preços muito mais competitivos", diz Tolmasquim.
O governo vai realizar, provavelmente em outubro, o primeiro leilão de gás não convencional. A expectativa do setor privado é que isso possa estimular o ingresso de mais gás na matriz. "Podemos ver em três anos gás não convencional chegando abaixo de US$ 10 o milhão de BTU, mas seria preciso que a indústria pudesse receber parte do acréscimo da oferta", afirma o presidente da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia (Abrace), Paulo Pedrosa.
A maior oferta do insumo nos próximos anos criará uma questão: a prioridade do acréscimo de oferta, seja por gás não convencional, seja pela exploração gradual do pré-sal, ou por investimentos em GNL, será dada à indústria, que afirma que os preços no Brasil estão entre os mais altos do mundo, ou para as térmicas? "O gás adquiriu um papel muito importante para a eletricidade. Isso gera grande incerteza se a indústria terá parte desse acréscimo de oferta", diz Camargo.
Outra incógnita é o preço. Se o Brasil elevar a geração térmica via GNL, a tendência é de que a pressão sobre o caixa de distribuidoras e consumidores persista. Publicada em março, a resolução 3 do Conselho Nacional de Política Energética criou nova metodologia e rateou o custo entre vários elos da cadeia, como as geradoras. Anteriormente, apenas consumidores pagavam a conta.
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