Com a destruição do planejamento do setor, o país não sabe mais fazer conta sobre energia. Ontem estava com falta, hoje prevê excesso. O ridículo é que as notícias só falam em capacidade instalada (MW) quando o que interessa é a energia (MWh). A quantidade gerada pelas hidráulicas deve ser controlada, porque um despacho acima de um certo nível, esvazia os reservatórios. (Esperamos que os sábios do governo tenham aprendido). As térmicas, quando super utilizadas, elevam o custo de operação e consequentemente, em algum momento, a tarifa. O que realmente interessa é a energia garantida econômica, capacidade de gerar energia otimizando resevas hídricas e combustível com um horizonte de longo prazo. Este parâmetro teve critérios tão alterados que ninguem sabe a quantas andam. A única chance de sobrevivência das usinass térmicas no parque brasileiro é a sua operação integrada, flexívvel e com receita garantida. Em resumo, serviço público.
Valor 27/02/02
Investidores acreditam em excesso de geração
De São Paulo
Os investidores em geração termelétrica acreditam que a abundância de energia hidrelétrica impede a construção de novos projetos de geração à gás.
Eles calculam que, de acordo com as últimas informações do Operador Nacional de Energia Elétrica (ONS), existe a possibilidade de um "excesso" de energia no mercado, levando-se em consideração a capacidade de nova geração, os índices de armazenamento dos reservatórios hidrelétricos e o atual consumo, que voltou aos patamares de 1998.
Dados da Câmara de Gestão da Crise de Energia (GCE) dão conta de novos 11, 4 mil megawatts (MW) de capacidade instalada oriundos de 38 projetos termelétricos. Se, acrescentados os novos projetos hidrelétricos, essa oferta de energia sobe para 35 mil MW nos próximos três anos.
"Neste cenário, é economicamente inviável a construção de uma termelétrica", assegurou um investidor, que diz estar repensando seus projetos térmicos. Isso porque, segundo ele, quando há excesso de oferta hidrelétrica, o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), utilizado pelo ONS, privilegia o despacho da energia mais barata, no caso a hidrelétrica.
As termelétricas, então, ficam paradas nos períodos de cheia dos lagos das usinas. "O problema é que, quando a termelétrica pára, além de não receber o dinheiro da energia que seria gerada, tem de pagar pelo gás que não está sendo consumidor", disse. A obrigação de remunerar um insumo que não está sendo consumido é cláusula dos contratos de compra e venda do gás fechados com a Petrobras, chamado "take or pay". (LC e CS)
Filas de espera para turbinas a gás acabam e mercado emagrece no paísDe São Paulo
Os fornecedores de equipamentos para termelétricas têm sentindo os efeitos da desaceleração do programa de incentivo à energia térmica nacional. As filas por uma turbina, que chegavam a três anos de espera, praticamente não existem mais. A disponibilidade é quase imediata.
Segundo o diretor de desenvolvimento de negócios da Alstom, Paulo Lago, o prazo formal de entrega de uma turbina a gás de grande porte é de 22 a 24 meses. "Mas, tendo em vista as situações de desistência, esses prazos podem ser consideravelmente abreviados", disse.
Dentro do programa anterior do governo, que chegou a prever 55 usinas térmicas, a Alstom se posicionou para ser a fornecedora de vários projetos. No entanto, Lago afirma que somente quatro deles foram efetivamente concretizados: Termorio, Termobahia, Piratininga e Camaçari.
"O PPT original foi muito otimista, considerando-se as dificuldades do setor, como a falta de regulamentação, a disponibilidade de gás e ainda o preço muito caro da energia termelétrica", observou o executivo.
A Siemens, outra fabricante de turbinas para termelétricas, também teve redução de vendas frente à expectativa anterior. Pelo menos dez projetos chegaram a entrar em contato com a fornecedora, mas foram vendidos equipamentos para apenas quatro termelétricas – Norte Fluminense, Termoaraucária, Santa Cruz e para a usina da Petroquímica União. A empresa também forneceu turbinas a vapor para uma planta de co-geração da Aracruz Celulose.
O diretor de marketing da Siemens, José Vicente de Camargo, disse que, com as desistências, pôde remanejar os equipamentos para a usina de Santa Cruz, de Furnas, que entrou na fila por último e conseguiu o equipamento. "Hoje, os prazos para a entrega de uma turbina a gás de grande porte estão muito mais flexíveis", informou.
Ele acredita que os investidores estão em compasso de espera, porque os riscos de se investir em um projeto termelétrico ainda são muito altos. "Para se obter uma capacidade instalada de 500 megawatts (MW), o investimento mínimo é de US$ 250 milhões. E praticamente 70% ou 80% disso vem de ‘project finance’ (em que a receita paga o empréstimo), tipo de financiamento visto com cautela pelos agentes financeiros. É muito dinheiro para ser aplicado onde não há certezas", afirmou. . (LC e CS)
Valor 27/02/02
Petrobras revê plano de térmicas
Cláudia Schüffner e Leila Coimbra, Do Rio e São Paulo
A Petrobras colocou um freio na projeção de investimentos em geradoras de energia termelétrica e, até junho, estará reanalisando todos os seus projetos. Até lá, espera que a Câmara de Gestão da Crise (GCE) tenha definido a nova regulamentação do setor e que o mercado atacadista de energia já esteja funcionando sob as novas regras. A decisão da maior investidora no segmento de geração térmica piora o cenário para os fabricantes de equipamentos. A fila por uma turbina, que já foi de três anos, praticamente acabou e existe equipamento para pronta entrega.
"O fluxo de investimento vem sendo ajustado a uma nova curva de demanda que foi definida em função do racionamento, do tempo de retorno, do plano de crescimento do PIB em 2002 e das previsões a partir das novas chuvas", explicou ao Valor o diretor da área de gás e energia da Petrobras, Antonio Luiz Menezes.
O diretor conta que a determinação do novo presidente da Petrobras, Francisco Gros, é de que a área técnica reavalie seus planos tendo o foco de como as térmicas vão estimular o negócio principal da companhia, tendo em vista o interesse de 450 mil acionistas privados de que seus recursos sejam aplicados em investimentos rentáveis. Além disso, a ordem é que se responda os seguintes questionamentos: se o negócio é bom, porque não é bom para as empresas privadas? E, se não é bom para o investidor privado, porque é bom para a Petrobras?
Em função dessa nova maneira de ver o negócio é que a área de gás e energia está avaliando se vai manter o ritmo anteriormente planejado para os demais investimentos ou se será ditado pela futura necessidade do mercado.
Segundo o diretor da estatal, a questão não é o dinheiro para tocar os investimentos e sim o fato da controladora já ter assinado um volume considerado excessivo de contratos de compra de energia, os chamados PPAs (Power Purchase Agreement na sigla em inglês). São 4.410 megawatts (MW) que serão gerados por 11 termelétricas. O volume garantido representa mais da metade dos cerca de 8.400 MW a serem instalados, em âmbito nacional, no Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT).
"Nós efetivamente queremos investir para ter o retorno, para estimular o mercado. Mas acabamos ficando, como se diz aí, longos em PPA " , explicou o executivo referindo-se ao excesso de garantias de compra de energia.
A estatal é acionista minoritária em 25 projetos de geração térmica listados no programa emergencial do governo e está comprometida a comprar energia ou vapor de 11 térmicas. Desses, os projetos prioritários em andamento incluem oito plantas de co-geração de energia orçadas em US$ 2,235 bilhões. Neles a estatal está garantindo a compra de 100% da energia, equivalente a 3.105 MW e das 2.250 toneladas de vapor por hora que serão gerados.
Adicionalmente às oito plantas de co-geração, a empresa tem participação em outras térmicas do programa emergencial que exigirão investimentos totais de US$ 4,240 bilhões, com potência prevista de 7.123 MW. À medida que os projetos prioritários sejam concluídos, essa energia terá de ser colocada no mercado pela comercializadora da Petrobras.
Menezes frisa que não haverá qualquer alteração no programa das térmicas emergenciais, notadamente as do curto prazo. Pelo acompanhamento da Petrobras, a térmica de Piratininga (SP) entrará em testes esta semana. A primeira fase das plantas de Ibirité (MG), Três Lagoas (MS) e Canoas (RS) ficará pronta em março, enquanto a Fafen (BA) já está gerando. Também está garantida a conclusão das térmicas de co-geração como a TermoRio e TermoBahia, assim como a segunda fase de operação dessas e outras plantas para o ciclo combinado, que permite maior economicidade.
Sem contar as térmicas em andamento, a Petrobras estuda uma participação minoritária em 11 projetos, alguns incluídos no PPT e outros não, como é o caso da térmica de Vitória, em associação com a CVRD e Escelsa, que saiu do programa. Além disso, outras 20 estão em análise ou paralisadas. No total, chega-se a 47 projetos de energia no Brasil que atualmente poderiam ter a Petrobras como sócia. É justamente esse número que está sendo drasticamente revisto.
A situação mais complicada é a dos projetos onde a Petrobras tem apenas participação minoritária, sem garantir a compra da totalidade da energia. Já é de conhecimento do mercado que alguns dos sócios privados da estatal não estão conseguindo viabilizar esses projetos por falta de garantias para os financiamentos. Menezes não confirma, mas comenta-se que esse é o caso da TermoParaíba, TermoAlagoas, TermoGaúcha, Norte Capixaba e Sulminas, só para citar alguns dos que estão em banho-maria.
Reservatórios vão chegar a 70% de capacidade (Estado 27/02/02)
Previsão do ONS é que essa meta deve ser atingida até o fim de março
GERUSA MARQUES e JOSÉ RAMOS
BRASÍLIA O ministro de Minas e Energia, José Jorge, anunciou ontem que os reservatórios das usinas hidrelétricas nas Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste deverão chegar no fim de março com mais de 70% da capacidade máxima. A previsão foi feita pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) na reunião de ontem da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE). "Está indo melhor que antes", comemorou o ministro, referindo-se ao volume de água que chega aos reservatórios. Segundo José Jorge, o nível dos reservatórios no Nordeste está subindo 1 ponto porcentual ao dia e no Sudeste cerca de 0,8 ponto porcentual.
A previsão do ONS é de que no fim desta semana as barragens do Sudeste cheguem a 64% da capacidade máxima. Já com o atual volume de água dos reservatórios, o governo acredita que não será necessário manter o racionamento a partir da sexta-feira, tampouco será necessário usar as usinas térmicas de emergência, construídas para casos de oferta baixa de água nas usinas hidrelétricas.
Com a melhoria do cenário e o fim do racionamento, a GCE decidiu mudar o programa de reuniões. Segundo o ministro, as reuniões da Câmara se tornarão quinzenais, em vez de semanais, e serão intercaladas com reuniões do Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico. "Vamos deixar a discussão mais técnica para o comitê", disse Jorge.
O fim do racionamento não reduz as tarefas da GCE, segundo o ministro, apenas altera o foco das discussões. "Estamos saindo do racionamento, mas não da crise", argumentou o ministro, defendendo a necessidade de continuidade das medidas de reestruturação do setor.
As reuniões do comitê não deverão contar, em situações normais, com a presença dele ou do presidente da GCE, ministro Pedro Parente. Elas serão presididas pelo coordenador do grupo, o diretor de Infra-Estrutura do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Octávio Castelo Branco.
CNPE – Na próxima reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), marcada para segunda-feira, será discutida a construção da Hidrelétrica de Belo Monte, que será construída no Rio Xingu, no Pará. A usina deverá ser a maior hidrelétrica nacional em capacidade instalada, de 11,1 mil MW. A Hidrelétrica de Itaipu tem potência de 12,5 mil MW, mas é uma usina binacional, pertencente aos governos do Brasil e do Paraguai. No mês passado, o presidente Fernando Henrique Cardoso disse que pretende lançar, ainda neste ano, o edital de licitação de Belo Monte.
A maior preocupação é com o impacto ambiental. Por isso, o projeto original foi revisto, reduzindo a área inundada para 440 quilômetros quadrados, sendo que metade dessa área é a que o rio alaga normalmente na época de cheia. A estimativa é a de que a hidrelétrica custará US$ 3 bilhões. Os custos das linhas de transmissão dependerão dos traçados que ainda não foram definidos.
Ocaso (Jornal do Commercio 27/02/02)
A nomeação de Marco Antônio Martins de Almeida para a secretaria de Petróleo e Gás do Ministério das Minas e Energia indica que o fim do racionamento marca também o declínio da influência da equipe original da Agência Nacional do Petróleo (ANP) sobre o Governo. Bancado pelo ministro José Jorge, Almeida entrara em rota de colisão por mais de uma vez com a ANP.
Almeida articulara para o ministro a efetivação de Júlio Colombi Neto à frente da ANP, a mais forte das agências reguladoras. A preferência de David Zylbersztajn para a sua sucessão na ANP recaía sobre o professor da Coppe Adriano Pires Rodrigues, que o ajudara a formular o plano alternativo ao apagão e a política de abertura dos dutos da Petrobras a outras companhias. O Planalto terminou optando por um terceiro nome, o do embaixador Sebastião do Rêgo Barros, então na Argentina, mas o episódio indicou as divergências entre Almeida e o grupo então predominante na ANP, que conduzira a primeira fase da abertura do monopólio estatal do petróleo.
DESGASTE. Outro enfrentamento entre os dois grupos aconteceu por ocasião do anúncio da regulamentação da Cide, a nova estrutura tributária unificada sobre combustíveis derivados de petróleo, criada para permitir a livre importação desses itens. Almeida integrou a corrente que convenceu o presidente da República, Fernando Henrique Cardoso, a comprometer-se com uma meta de redução de preços ousada, da ordem de 20%.
O técnico chegou a ser apontado como o coordenador dos cálculos que embasaram a projeção do Planalto, e com isto perdeu pontos junto ao então todo-poderoso ministro-chefe do Comitê de Gestão da Crise de Energia (CGCE), Pedro Parente.
O embate político que se seguiu ao racionamento, contudo, terminou por fortalecer a burocracia tradicional do Ministério das Minas e Energia, com opções como a retomada dos investimentos pelas geradoras estatais, que tiveram a privatização adiada. As agências reguladoras, que na opção ultraprivatizante anteriormente imposta pelo tucanato absorveriam as principais funções, terminaram por ter de conviver com uma sobrevida das pastas supostamente esvaziadas, como Transportes e Minas e Energia.
Nesse quadro político, ademais sob a influência da surpreendente ascensão de Roseana Sarney nas pesquisas eleitorais, é que José Jorge recuperou sua influência sobre a área, e garantiu um posto estratégico a seu principal assessor.
