Governo contrata 7500 MW de térmicas até 2018

Entre este ano e 2018, o governo pretende contratar 38 mil MW de projetos de geração de energia elétrica no mercado, enquanto pretende licitar R$ 20 bilhões neste ano e no próximo em subestações e 14 mil quilômetros em linhas de transmissão. A maior parte dos projetos de geração será de hidrelétricas, com destaque para as usinas hidrelétricas de São Luiz dos Tapajós (PA), com 8000 MW de capacidade, e de Jatobá (PA), com 2300 MW, ambas no rio Tapajós. A intenção é tentar licitar São Luiz no segundo semestre e Jatobá em 2015. Além dos projetos hidrelétricos, o governo pretende contratar 9000 MW de eólicas, 7500 MW de térmicas a gás natural, GNL, carvão, 3500 MW de solar, 2380 MW de biomassa e 1210 MW de PCHs.

No leilão de contratação de energia daqui a três anos, que deve ser realizado em junho, um dos destaques será a fonte eólica, que já teve 12 mil MW em projetos cadastrados. No leilão de energia para daqui a cinco anos, que deve ser realizado em 12 de setembro, trabalha-se para a contratação de energia hídrica e de térmicas a gás, biomassa e carvão. Recentemente o governo elevou o Custo Variável Unitário (CVU) dos empreendimentos térmicos para R$ 250 o MWH ante os R$ 150 estipulados anteriormente, como forma de atrair investimentos e viabilizar projetos mais caros, como os que dependem de Gás Natural Liquefeito (GNL), importado. Hoje o Brasil tem baixa disponibilidade de gás natural e depende do GNL.

"Com esse preço, deveremos viabilizar térmicas neste primeiro momento com GNL, depois com o pré-sal e a exploração do gás não convencional poderemos diversificar isso", afirmou o presidente da Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), Mauricio Tolmasquim. Entre 2013 e 2018, é prevista a entrada de 20 mil MW de capacidade hídrica no sistema, sendo que apenas 200 MW, ou 1% dessas usinas, têm reservatórios, segundo o diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Hermes Chipp, o que leva ao uso mais intenso de térmicas para assegurar maior segurança ao abastecimento elétrico nacional.

Para Ieda Gomes, diretora da Energix Strategy, será preciso desenvolver uma política de médio e longo prazo para o gás natural ganhar inserção na matriz elétrica nacional. "Há uma crescente necessidade de back-up das térmicas no setor elétrico, mas isso será de gás natural ou de óleo combustível? Não existem incentivos claros e indicações de aonde se quer chegar", questionou.

Nos leilões de contratação de energia daqui a cinco anos, a consultora acredita que seja necessária uma revisão das regras. Primeiro, seria preciso dar sinal econômico, com preços mais realistas. "Se o GNL for para US$ 19 o milhão do BTU e o CVU continuar em R$ 250 o MWh, não terá jogo", afirmou. Outro problema é que a licitação estabelece que os interessados nas térmicas são obrigados a provar reservas de 20 a 25 anos de duração. "Isso teria de ser abolido, não se consegue ter essa previsibilidade."

Na estratégia de diversificação da matriz, o governo federal ainda pretende realizar no segundo semestre um leilão de energia de reserva dedicado a projetos de energia solar, eólicos e resíduos sólidos. Pela primeira vez, essas fontes serão negociadas isoladamente, para não concorrerem com as eólicas, cuja competitividade tem tirado a força de outras fontes. Tolmasquim está confiante de que haverá contratação de energia. "Estou otimista, acho que a solar terá um futuro muito bom no Brasil ainda", afirmou.

Ele acredita que, no futuro, com o aumento do seu uso, a tendência é de que a solar também reduza seus preços, como aconteceu com a própria energia eólica. "Primeiro passo é criar a demanda para atrair as empresas. O leilão é um mecanismo de criar demanda. Com uma estratégia de médio prazo de aumento do índice de nacionalização, de tal maneira que você comece importando mais, mas ao longo do tempo consiga aumentar o conteúdo nacional", disse.

Tolmasquim afirmou que, de 2005 a 2013, foram contratados 67 mil MW em leilões, sendo que 52% dos projetos arrematados foram de hidrelétricas, 17% de eólicas, 8% de gás natural, 6% de óleo combustível, 7% de bagaço de cana, 3% de carvão, 2% de PCHs, 2% de urânio e 1% de óleo diesel. "Estamos diversificando a matriz, e essa diversificação está combinada a um reforço do atual sistema, que está em condições muito mais seguras do que em 2001."

Entre 2003 e 2013, o ritmo de expansão na área de transmissão chegou a 3.710 quilômetros de linhas por ano, mais do que o dobro dos 1.560 quilômetros de 1996 a 2002. Já a geração cresceu 72%, para 126 mil MW de capacidade, bem acima do consumo, que subiu 50% no período. O intercâmbio entre o Norte e o Sudeste passou de 900 MW em 2001 para 4100 MW neste ano, enquanto o do Norte do Nordeste triplicou para 3300 MW. "A partir de 2018, o Norte poderá mandar 7600 MW para o Sudeste", destacou. Nesse cenário, segundo ele, a situação atual do setor elétrico está muito mais segura do que em 2001, quando o país decretou um racionamento que cortou 20% do consumo entre junho até fevereiro do ano seguinte.

Assumindo-se um risco de déficit de 5%, como estipulado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), haveria uma sobra de 5 mil MW médios nesse ano. Se fosse assumido um risco de apenas 1%, haveria uma sobra de 493 MW médios, com o sistema equilibrado. Assumindo-se um modelo que contabiliza duas mil séries históricas de chuvas, o risco de déficit nesse ano estaria em 6,7%, enquanto em 2001 estaria em 28,7%. Se fosse olhada uma série com as 81 hidrologias históricas já apuradas no Brasil, o risco hoje estaria em 3,7%, enquanto em 2001 ele estaria em 24,7%. "Estamos muito mais confortáveis, com um risco muito, muito baixo de um evento como um racionamento. Se tivesse chovido como choveu em 2001, nós já estaríamos muito mais folgados, mas a hidrologia atual é a terceira pior da história."

27/05/2014

Fonte: UDOP - União dos Produtores de Bioenergia