Outra vez?
Se o horário de ponta do sistema interligado tem no máximo 3 horas, para vender 2000 MW médios adicionais de energia seria necessário fluir 16.000 MW a mais nesse horário (multiplica-se por 24/3). Mesmo valores menores poderiam trazer problemas para a confiabilidade do suprimento. Afinal, o sistema de transmissão não está lá essa maravilha para aguentar sobrecargas no horário de ponta. É preciso tomar muito cuidado com esse incentivo. A única energia que se pode garantir não ser útil no futuro é aquela que se não for gerada, irá verter. Há sempre um risco de se comprometer o futuro com incentivos dessa monta. É preciso não esquecer o que aconteceu na década de 80 quando se incentivou o uso de caldeiras elétricas e, com a mudança de espectativas de mercado, foi preciso usar geração térmica para atender a demanda de eletrotermia. Para a eficiência energética foi um desastre! Vamos fazer isso outra vez?
Tarifa menor para maior produção
CLAUDIO DE SOUZA
A proposta do Governo de vender os excedentes de energia – sem contratos de fornecimento entre geradoras e distribuidoras e os grandes consumidores – no sistema elétrico nacional a preços menores para as indústrias que se comprometerem a aumentar a produção foi bem recebida pelas empresas.
O Ministério das Minas e Energia e representantes das indústrias estão estudando duas formas de negociar a energia descontratada. A primeira é oferecer para as empresas, nos horários de pico, mais eletricidade a preços menores. Como nesses períodos as tarifas industriais de energia custam cerca de seis vezes mais que no resto do dia, algumas indústrias, sobretudo as eletrointensivas, cortam a produção nesses intervalos para economizar.
Pelo acordo com o Governo, a energia seria comprada por um preço menor nesse horário e a produção seria elevada. Como muitas das eletrointensivas são exportadoras, o Governo espera, com isso, incentivar o comércio exterior.
Os preços da energia para a indústria são, em média, R$ 60 por megawatt-hora fora dos horários de pico (ou ponta). Normalmente, os contratos entre as empresas e a distribuidora ou geradora estabelecem que de 17h às 20h é considerado horário de pico e é cobrada a maior tarifa.
plano prevê troca de caldeiras
Outra modalidade de negociação estudada pelo Governo e pelos representantes industriais é a venda de energia mais barata para as empresas que substituíssem as caldeiras a óleo combustível, diesel ou gás pelas elétricas.
Participam das negociações com o Governo representantes da Associação Brasileira dos Produtores de Alumínio (Abal), da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia (Abrace), do Instituto Brasileiro de Siderurgia (IBS) e da Associação Brasileira da Indústria de Cloro (Abiclor), todos, setores eletrointensivos.
O diretor da Associação Brasileira de Grandes consumidores de Energia (Abrace), Paulo Ludmer, explica que muitas empresas já têm as caldeiras desde a década de 80, quando foram incentivadas pelo Governo a utilizar a energia elétrica. De acordo com Ludmer, o uso da eletricidade com esse fim não é eficiente, mas, se o Governo oferecer preços baixos, as indústrias poderão substituir temporariamente as caldeiras que utilizam combustíveis fósseis.
Segundo o executivo, o setor ainda não apresentou um limite de preço mínimo para que as propostas sejam viáveis, mas sinalizou que vão querer preços menores que os dos contratos antigos com as geradoras, que são de cerca de R$ 60 por MWh.
– O ministério não falou em preço, mas tem de ser um preço bom. Tem que ser tratado como uma energia incremental e por um período limitado. Do contrário, ninguém vai se interessar em fazer negócio – disse Ludmer.
Os setores mais beneficiados
O diretor da Abrace não tem ainda completo um levantamento de quais setores que deveriam se interessar pelas propostas do Ministério. Entretanto, Ludmer adiantou que indústrias como as de alumínio, química e petroquímica devem ser as mais interessadas em virtude dos elevados gastos que têm com energia.
Só os produtores de alumínio primário, por exemplo, consumiram 19,5 milhões de gigawatts-hora (GWh) no ano passado, o equivalente a 16% de todo o consumo industrial de energia do País (121,6 milhões GWh) e 7% da demanda total brasileira, calculada em 279,7 milhões GWh.
Preço e excedente ainda precisam ser definidos
O presidente da Comissão de Energia da Associação Brasileira dos Produtores de Alumínio (Abal), Eduardo Spalding, diz que 70% dos membros da entidade poderiam aumentar o consumo de energia e, conseqüentemente, a produção, se houver preços atrativos. Entretanto, somente após as definições dos preços da energia excedente, Spalding acredita que será possível dizer em quanto a produção industrial e o consumo de energia poderão aumentar.
– Algumas empresas já estão comprando energia de comercializadores a preços próximos aos do MAE, mas os contratos são de curtíssima duração. Portanto seria interessante conseguir esses contratos com prazos um pouco mais longos – explica.
Spalding acrescenta que o nível de ociosidade na capacidade instalada do setor de alumínio é relativamente pequeno, portanto, o espaço para aumento de produção não é muito elevado. O possível aumento de produção seria destinado às exportações, já que quase a metade da produção vai para o mercado externo.
No caso da redução de tarifa no horário de pico, Spalding avalia que seria bastante interessante para o setor, uma vez que a energia tem um peso muito grande no custo final do alumínio primário, de 35% a 40%, conforme estimou. Portanto, é comum, nos horários de pico, as indústrias reduzirem a produção.
Transmissão e distribuição
– Além de reduzir o preço da energia excedente na geração durante o horário de pico, seria interessante que diminuíssem também as tarifas de transmissão e distribuição. Tanto as distribuidoras quanto as transmissoras não estão ganhando nada com essa energia, que está descontratada. Seria um ganho a mais – sugeriu.
Este é o caso da Alcan, que tem cinco plantas de produção no País, das quais duas são de alumínio primário. O diretor de Planejamento, Comercialização de metal e Energia da companhia, Claudio Campos, conta que as indústria trabalham com 100% da capacidade instalada durante 21 horas por dia e reduzem a produção pela metade nos horários em que a energia é mais cara (17h às 20h).
Desta forma, Campos avalia que, se o Governo colocar o preço da energia excedente nesse período sem acréscimo às tarifas normais, a companhia funcionará com capacidade total durante as 24 horas do dia. Neste caso, o aumento do consumo e da produção da Alcan seria de 3%.
O consumo anual da Alcan é de 2 milhões de GWh e a produção de alumínio primário é de 100 mil toneladas por ano. A produção anual total do País é de 1,3 milhão de toneladas de alumínio primário por ano. Campos avalia que seria razoável se as geradoras vendessem a energia excedente no horário de maior demanda pelos mesmo preço do restante do dia.
Contratos teriam de um a dois anos
A idéia do Governo é que essa energia seja negociada em contratos de um a dois anos, quando o Ministério de Minas e Energia estima que haverá o equilíbrio entre oferta e demanda de energia. A ministra das Minas e Energia, Dilma Rousseff, já disse que, pelas projeções iniciais do Ministério, cerca de 2 mil MW médios do excedente total poderiam ser vendidos às indústrias.
Ainda de acordo a ministra, as geradoras federais, estaduais e privadas têm cerca de 7,5 mil megawatts (MW) médios de energia sem contratos de fornecimento. Pelas estimativas do ministério, toda essa energia descontratada significará perdas de até R$ 5 bilhões, se o problema não for resolvido.
Essa situação é conseqüência do plano de abertura do setor implementado pelo Governo Fernando Henrique Cardoso, no qual 25% dos contratos com as geradoras foram cancelados para que a energia liberada fosse renegociada em leilões.
Como a demanda foi reduzida após o racionamento e o preço da energia no Mercado Atacadista de Energia (MAE) – onde as empresas poderem comprar energia no mercado spot – estava em apenas R$ 4 por megawatt-hora (MWh), a procura pelos leilões foi muito pequena e as geradoras não conseguiram vender os 25% de energia liberados.
O sistema
>> Energia descontratada no sistema elétrico brasileiro: 7,5 mil MW médios
>> Perdas estimada para as geradoras: R$ 5 bilhões
>> Potencial que poderá ser vendido por preços mais baixos para a indústria: 2 mil MW médios
>> Energia destinada aos grandes consumidores industriais: 66%
>> A capacidade instalada brasileira: 75 mil MW.
Uma corrida apertada contra o relógio
CLAUDIO DE SOUZA
Novos empreendimentos de geração de energia precisam ser iniciados com urgência sob pena de o País passar novamente por uma crise de oferta de eletricidade, embora neste momento haja sobra de energia. Esta avaliação é de analistas do setor elétrico, lembrando que a instalação de uma hidrelétrica demora, no mínimo, dois anos, prazo previsto pelo próprio Ministério das Minas e Energia para que ocorra o equilíbrio entre a capacidade de geração e a demanda por eletricidade.
O superintendente executivo do setor de análise de projetos do ABN-AMro, Fábio Okamoto, avalia que é possível até que o equilíbrio entre oferta e demanda de energia ocorra antes do prazo estimado pelo Governo, por causa das perspectivas de crescimento econômico que, conforme disse, deverão não só contribuir para o aumento do consumo do setor industrial, como do residencial.
– O consumo per capita brasileiro ainda é muito baixo. Até países como a Argentina têm um consumo por habitante bem maior que o nosso. Se o cenário econômico melhorar, muita gente vai comprar eletrodomésticos e outros equipamentos e o consumo de energia aumentará – avalia.
O analista lembra ainda que o histórico do Brasil mostra que o consumo de energia sempre aumentou mais que o percentual de crescimento da economia. Desta forma, Okamoto acredita que o equilíbrio entre a demanda e a oferta atual de energia poderá ocorrer entre o próximo ano e o seguinte. "Se demorarmos muito mais para começarmos a construir novos empreendimentos de geração de energia, teremos problemas de abastecimento novamente no futuro", avaliou.
A mesma opinião tem Aline Cardoso, analista do Banco Brascan. "Se houver um crescimento grande no consumo de energia, o País terá problemas de oferta já a partir de 2006, caso a capacidade instalada de geração não aumente." Aline acrescenta que o tempo de construção de uma hidrelétrica é de, no mínimo, dois anos e de uma termelétrica, um ano e oito meses. A analista lembra que as perspectivas, elaboradas no fim do ano passado, pela Eletrobrás, mostravam que o País poderia ter problemas de abastecimento a partir de 2008, sem novos investimentos. Entretanto, ressalta que agora a ministra já fala em equilíbrio de oferta e demanda em 2005.
Um pouco mais moderado, é o diretor do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura (CBIE), Adriano Pires. Segundo avalia, o País ainda tem de um ano a um ano e meio para iniciar os novos empreendimentos. Na opinião de Pires, o comportamento do consumo de energia ainda está muito indefinido e o equilíbrio entre oferta e demanda só deverá ocorrer em três anos.
Pires reclama, no entanto, que o atual ambiente de profundas modificações das regras do setor elétrico poderá afastar o investimentos privados em geração de energia. Com isso, diz que o Governo não terá, sozinho, condições de realizar todos os investimentos necessários para a expansão da geração.
– Há ainda uma indefinição regulatória muito grande e esses discursos de que haverá mudanças só aumentam a insegurança do investidor – afirma.
Segundo o diretor do CBIE, o custo marginal (retorno mínimo para remunerar o investimento) de uma nova hidrelétrica é de R$ 100 por megawatt-hora (MWh) e de uma termelétrica, R$ 120 por MWh. De acordo com Pires, se o Governo não aumentar o preço da energia (que está em torno de R$ 60 por MWh) para os novos empreendimentos, não haverá investidores privados interessados em construir outras unidades de geração.
No sistema isolado de geração de energia elétrica que atende à cidade de Manaus, a situação é bem mais grave que no resto do País. Segundo o presidente da Eletronorte, Silas Rondeau, se não forem feitos investimentos no aumento da capacidade de geração da região, a capital do Amazonas poderá enfrentar uma crise de energia a partir de outubro.
