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PLURALE EM REVISTA, 75 - Riscos iminentes no setor elétrico

Por Adriano Pires, Colunista de Plurale (*)
Cresce o risco da ocorrência de apagões e, até mesmo, da necessidade de racionamento de energia no país. Mais uma vez, o contexto de baixa do nível dos reservatórios das principais usinas hidroelétricas, em decorrência da seca, é preocupante. O nível de armazenamento dos reservatórios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste (que concentra 70% da capacidade de armazenamento dos reservatórios do país) encerrou junho no mais baixo percentual já verificado para o mês na série histórica do ONS (29,1%), com exceção de 2001 (28,6%).

Para tentar evitar essa situação, a solução imediata foi o acionamento de todas as usinas que não são hidroelétricas, para dar suporte ao fornecimento energético. Além disso, é preciso deixar que os preços reflitam, de fato, o custo da geração de energia elétrica no atual contexto: a reduzida geração hidroelétrica e o aumento da produção termoelétrica. A bandeira vermelha no patamar 2 só foi acionada em junho, quando já deveria estar vigorando desde fevereiro. O valor atual do acionamento máximo da bandeira tarifária é de R$ 6,243 para cada 100 kWh consumidos, mas esse valor precisa ser ajustado de forma a refletir o real custo da energia.

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que valora a energia vendida no mercado de curto prazo, já deveria estar no teto. Atualmente, são estabelecidos dois limites máximos do PLD: um limite máximo estrutural e um limite máximo horário, cujos valores para 2021 foram estabelecidos em R$ 583,88/MWh e R$ 1.197,87/MWh, respectivamente.

Somente com os preços em alta temos um sinal para o consumidor reduzir o consumo e estímulos para despachar o máximo possível de térmicas, preservando o nível de água dos reservatórios.

Apesar do atraso, o governo começou a tomar algumas atitudes, como a movimentação para a criação da Medida Provisória (MP) que cria um comitê, presidido pelo Ministério de Minas e Energia (MME), com as atribuições de mexer na vazão de rios e reservatórios de usinas hidroelétricas. O problema é que essa MP gera insatisfação em outros setores, em decorrência do uso múltiplo da água. Quando se dá a exclusividade da água para a geração de energia, outras atividades são prejudicadas, como abastecimento humano, manutenção de hidrovias, piscicultura, turismo e lazer.

É importante destacar que todas essas ações e medidas realizadas até agora são paliativas - e acabam onerando o consumidor. O setor precisa de um efetivo planejamento de longo prazo. Até porque a previsão para o regime de chuvas de 2021/2022 será afetada por dois fenômenos meteorológicos combinados: o La Niña, no Oceano Pacífico, e o aquecimento do Oceano Atlântico, ao longo do próximo verão. Ainda que ambos tenham efeitos diferentes, o resultado será a redução das chuvas na região Centro-Sul do Brasil ao longo do próximo período úmido, previsto para começar a partir de novembro, quando a crise hídrica atual começaria a aliviar.

A matriz elétrica brasileira tem a maior parte da geração baseada na fonte hídrica (65%), o que torna o setor extremamente vulnerável às condições climáticas, sobretudo às chuvas. De modo geral, quando há previsão de períodos de seca, o planejamento conta com usinas termoelétricas, que são acionadas para compensar a menor oferta de hidroeletricidade. No entanto, a perda da capacidade de regularização dos reservatórios das hidroelétricas, dada a prioridade às usinas a fio d’água, e também a forte expansão das fontes renováveis intermitentes, estão tornando a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) cada vez mais complexa, dependente do clima e com baixa confiabilidade.

Isto significa que o modelo atual já não reflete as novas condições do sistema elétrico - e que as alterações feitas nos últimos anos tentaram apenas equacionar problemas de curto prazo, sem alterar as formas de remuneração/tarifação do despacho. A falta de flexibilidade no modelo atual não corresponde à nova realidade. O resultado disso é que a energia hidroelétrica foi e continua sendo despachada na base, mesmo com reservatórios baixos nos últimos anos - e que as usinas termoelétricas, concebidas para entrar na ponta, também vêm operando na base.

As termoelétricas a gás natural cumprem quesitos necessários para acompanhar e garantir uma expansão segura do sistema elétrico. As usinas a gás podem localizar-se próximas às áreas de maior crescimento da carga; têm a possibilidade de suprir energia nos períodos em que o sistema mais precisa, pois possuem capacidade de modulação diária (acionamento rápido) e independem das condições climáticas. Além disso, são as de menor impacto ambiental dentre as fontes fósseis e têm curto prazo de implantação.

Térmicas a gás natural inflexíveis na base do sistema elétrico podem funcionar como uma espécie de bateria virtual, de modo a permitir um melhor gerenciamento do nível de reservatório e a expansão das outras renováveis. Com esse gerenciamento, a volatilidade do PLD será reduzida, o que eliminaria a necessidade do acionamento das térmicas mais caras e mais poluentes – que, na prática, é o que vem ocorrendo.

Além disso, o Brasil conta com recursos para tal, dada a viabilidade de exploração e de produção de gás natural onshore e offshore no país, com custos operativos perfeitamente compatíveis com os atributos que as usinas termoelétricas fornecem ao sistema elétrico brasileiro.

A oferta de gás natural é ampla, pois temos o gás do pré-sal e a possibilidade de importação do Gás Natural Liquefeito (GNL), cujos preços estão bastante competitivos. As reservas de gás no pré-sal têm um grande potencial.

O gás é uma indústria de rede e, como tal, precisa de escala para virar protagonista. Para tanto, há a necessidade de infraestrutura, ou seja, da construção de gasodutos que levem o combustível até os grandes consumidores, como é o caso das térmicas inflexíveis. Para que haja concorrência e os preços se tornem competitivos é preciso, em primeiro lugar, que haja muitos produtores e importadores, e que esses encontrem mercado.

A maior oferta de gás natural vindo do pré-sal depende do fim de gargalos de infraestrutura logística e de processamento. O GNL, por sua vez, já chega tratado nos terminais da costa brasileira – e pode ser a opção de uso, até que se desenvolva toda a infraestrutura necessária para o escoamento do gás nacional. O GNL pode, dessa forma, desempenhar o importante papel de âncora no desenvolvimento do mercado de gás nacional. Uma de suas principais vantagens é o preço competitivo, uma vez que o produto é comercializado no mercado internacional.

Ao contrário do que muita gente pensa, o gás natural e o GNL não competem; são complementares, ou seja, o uso depende do setor de aplicação. O GNL é importante para o suprimento de gás natural em áreas que não são atendidas por gasodutos.

O futuro do setor elétrico exige um equilíbrio entre as fontes distantes, sazonais e intermitentes, e as fontes de geração constante e próximas aos centros consumidores, de modo a garantir a segurança no sistema. As fontes próximas aos centros consumidores aumentam a confiabilidade da rede; proporcionam economias, devido ao menor valor dos investimentos necessários para ampliação e reforço da rede de transmissão. E reduzem, também, as perdas no sistema. Além disso, fontes intermitentes e sazonais demandam, por parte do sistema elétrico, uma geração despachável sob demanda e com capacidade de acionamento rápido, como as usinas termoelétricas.

As térmicas a gás natural e nucleares conferem maior confiabilidade ao sistema, pois garantem segurança para que as renováveis continuem crescendo na matriz elétrica brasileira. Para o futuro, portanto, deve-se pensar em uma matriz mais equilibrada, mais diversificada e com mais confiabilidade.

(*) Adriano Pires, Colunista de Plurale, é sócio-fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE). É Doutor em Economia Industrial pela Universidade de Paris XIII, atua há mais de 40 anos na área de energia. Sua última experiência no governo foi na Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). Desenvolve atividades de pesquisa e ensino nas áreas de economia da regulação, economia da infraestrutura, aspectos legais e institucionais da concessão de serviços públicos e tarifas públicas.







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