Geração de eletricidade a gás no Brasil: mudanças recentes e

A geração de eletricidade a partir de usinas termoelétricas movidas a gás natural cresceu muito rapidamente nas últimas décadas. Este fato ocorreu em quase todos os países desenvolvidos, mas também teve importantes avanços em países em desenvolvimento - especialmente naqueles onde há reservas gasíferas importantes. No mercado norte americano, por exemplo, estima-se que 70% da oferta planejada para 2020 será alimentada por GN (Santos, 2002).

Em linhas gerais, se pode afirmar que algumas inovações tecnológicas e mudanças institucionais caminharam simultaneamente e impulsionaram esta modalidade de geração

elétrica. Em primeiro lugar, o crescimento das reservas mundiais e da infra-estrutura associada ao GN, bem como da indústria e do comércio internacional, viabilizaram maior confiabilidade no suprimento do combustível, fator que o prejudicava quando contraposto às alternativas tradicionais e de logística mais simples, especialmente óleo combustível e carvão. Em segundo lugar, o destaque crescente atribuído às questões ambientais e à emissão de gases causadores do efeito estufa deu ao gás natural o status de combustível limpo e preferível aos concorrentes supracitados – esta tendência ficou totalmente explícita com as negociações em torno do Protocolo de Kyoto. Ainda em relação às mudanças institucionais, devem ser citadas as desregulamentações do setor elétrico que deram origem à concorrência na geração de eletricidade em diversos países. A maior versatilidade em relação às escalas ótimas de geração, sua modularidade, seu menor prazo de construção e de maturação dos investimentos, deram às térmicas vantagens competitivas nas disputas pelos investimentos de novos agentes do setor como, por exemplo, os produtores independentes. Ainda em relação às inovações tecnológicas, cabe citar os avanços introduzidos pela indústria aeronáutica na construção de turbinas, utilizadas com grande eficiência na geração, bem como os avanços na construção de ciclos combinados, aproveitando gases de escape para movimentar turbinas a vapor. Estas usinas de ciclo combinado podem ser facilmente construídas a partir do “fechamento” de usinas em ciclo aberto (Santos, 2002; Paiva de Paula, 1997). As usinas de ciclo combinado possuem eficiência de até 58% e configuram a melhor opção para geração de base nos países centrais. As usinas de ciclo aberto ou simples, com eficiências por volta de 35%, são geralmente utilizadas como capacidade emergencial ou de ponta.

Apesar de todas estas vantagens tecnológicas em relação às outras formas de geração térmica, a introdução da geração a gás em sistemas elétricos com predominância hídrica possui distintas questões determinantes. Em primeiro lugar, as questões ambientais que impulsionaram o avanço do gás nos países de predominância térmica não se aplicam a este caso. Em termos de emissão de gases causadores do efeito estufa, as hidroelétricas são incomparáveis. Isso não quer dizer que esta alternativa não tenha impactos ambientais. A formação dos lagos, os reservatórios responsáveis pela regularização da capacidade de geração, muitas vezes causam danos às populações ribeirinhas e ao ecossistema da região. Mas certamente trata-se de outra questão ambiental. Em segundo lugar, os custos de

operação de uma hidroelétrica são baixíssimos, próximos à zero, enquanto as térmicas a gás são dependentes dos preços e contratos no mercado de GN. A vantagem das térmicas reside na questão do volume de investimentos, na capacidade de realizar investimentos marginais, e no prazo de construção – menores e mais confiáveis. Estas vantagens fazem com que as diferenças de custo da energia gerada sejam bastante diminutas quando comparadas com os discrepantes custos operacionais.

Apesar das restrições apresentadas, com similar ênfase devem ser ressaltadas as vantagens da complementação térmica em sistemas de predominância hídrica. Essa complementaridade se dá através da redução dos custos de um sistema dependente das condições pluviométricas. As características de um sistema hidroelétrico, como o caso brasileiro, exigem margem de reserva de geração bastante acima da demanda. Esse excedente seria responsável por minimizar os riscos de déficit de oferta ocasionados por períodos de baixa pluviosidade – e conseqüente queda da capacidade de geração. Em sistemas interligados e com diferentes períodos de cheia, a operação cooperativa de centrais hidrelétricas ameniza ainda mais as condições de risco e eleva a eficiência do sistema. No caso brasileiro, por exemplo, esta característica permite ganhos de 20% a 25% na geração (D’Araújo, 2001; Benjamin, 2001).

As térmicas funcionariam de maneira semelhante, otimizando o despacho hídrico: quando os reservatórios atingirem níveis críticos em determinadas regiões (ou em todo o sistema) e a operação de usinas do sistema integrado atingir sua capacidade ou ponto ótimo de despacho, as térmicas entrariam em operação, regularizando os reservatórios. Esse sistema otimiza os investimentos em capacidade de geração e amplia sobremaneira a confiabilidade do sistema.

O parque gerador brasileiro apresenta uma percentagem de termoelétricas/termonucleares próxima a 13% apesar da operação destas unidades atingir médias de 8% a 10%/ano (Melo Santos, 2004). Segundo a Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas (Abraget), apenas 5% da capacidade nacional de geração é alimentada por GN. São inegáveis as vantagens de incorporação de maior percentagem desta modalidade no sistema, especialmente se existirem pretensões para redução do risco de déficit dos atuais 5%. Desde meados da década de noventa, quando se realizaram as

modificações institucionais para reestruturação do setor elétrico nacional, a opção de utilização das usinas a gás ganhou força. Diversos fatores contribuíram para que as expectativas de ampliação do parque termelétrico se realizassem nos últimos anos. Em primeiro lugar, ficou evidente, nos últimos anos da década de noventa, a necessidade de ampliação da capacidade de geração sob pena de ocorrerem déficits de energia na virada do milênio (D’Araújo, 2001). O ambiente pós-reestruturação do sistema elétrico se caracterizou pelo impedimento aos investimentos de estatais e pela expectativa de ampliação de oferta de energia elétrica a partir do conjunto de capitais privados, que haviam ingressado com o programa de desestatização. Estes geradores, muitos deles estrangeiros, possuem preferências em relação às termoelétricas, mais tradicionais em seus mercados de origem e cujos investimentos envolvem incertezas e necessidades de capital muito menores (Benjamin, 2001; Pinguelli Rosa, 2001). Além disso, as perspectivas de importação do gás boliviano no final da década apresentavam um quadro especialmente tentador para esta modalidade de geração: neste período as condições cambiais eram mais favoráveis, bem como os preços de hidrocarbonetos (Law & Garcia, 1999; Paiva de Paula, 1997; BNDES, 1997).

De fato, os investimentos pouco avançaram, com algumas exceções. Das 15 térmicas projetadas em 1999 pelo Programa Prioritário de Termelétricas (12 GW), nenhuma saiu do papel nos anos subseqüentes, mesmo com os diversos ajustes efetuados pelo governo: um valor normativo (VN) que estabelecia os repasse de custos destas usinas; preços subsidiados para o gás natural (2,26 US$/MMBtu), num prazo de 20 anos com reajustes trimestrais segundo uma cesta de óleos e sem custos locacionais; a Eletrobrás assumiria o compromisso de compradora em última instância da energia gerada e; o BNDES disponibilizaria linhas de financiamento para os projetos. Pouco antes da crise energética, dado o fracasso dos projetos iniciais, somou-se ao PPT outros 34 projetos de geração e foram elaboradas novas regras de preço para o gás natural: este passava a ser indexado pela inflação americana (2,475 US$/ MMBtu). Com a crise energética, as regras se tornaram ainda melhores para os geradores sob o manto do Programa Emergencial de Termelétricas: foi estabelecido um novo preço (US$ 2,581 US$ MMBtu), com contratos de 12 anos transferíveis, reajustes cambiais com um ano de atraso assumidos pela Petrobrás e escala de revisão de preço adequada às mudanças de preço da energia vendida. Apesar da

eliminação de grande parcela dos riscos, a queda da demanda ocorrida em função do racionamento, os inúmeros problemas ambientais e as incertezas quanto a manutenção das regras favoráveis resfriaram o ânimo dos investidores e frearam o grande avanço das térmicas a gás no Brasil. Além disso, boa parte dos projetos que entraram em construção tinham ao menos participação da Petrobrás (Santos, 2002).

De fato, somente em 2004 o consumo de energia atingiu os valores anteriores ao racionamento. Muitos projetos de térmicas foram abandonados, outros foram subdimensionados. Contribuiu neste sentido o período de gestação do novo modelo do setor elétrico, aprovado e regulamentado recentemente. Ainda há muita indefinição sobre supostas reduções no risco de déficit, elevações do custo do racionamento aplicado nos modelos de despacho e as regras para o ingresso das térmicas nos novos leilões de energia nova que, de certa maneira, darão indícios da percentagem desejada pelos planejadores para as opções de geração elétrica. Além disso, existem indefinições sobre a maneira como deverá ser reestruturada a inflexibilidade dos contratos com cláusulas TOP e criados os mercados secundários para o GN, conforme vêm sendo noticiado na mídia.

O quadro atual de térmicas reflete esta apreensão dos investidores e a expectativa por estas novas diretrizes. Hoje, segundo dados da ABRAGET, seriam 19 térmicas capazes de operar com gás natural no Brasil57, com uma capacidade de geração de 7044,5 MW de potência. Se levarmos em conta que em uma usina com 1 GW de potência são consumidos entre 4 e 5 milhões de m3/dia58, no caso de despachadas as térmicas em simultâneo seriam gastos por volta de 30 milhões de metros cúbicos, uma capacidade total do Gasbol. Ainda segundo dados da ABRAGET e do site Gasnet59, existem mais 5370 MW em estudo (1677 MW), em estágios diferenciados de construção (2417 MW) ou em fase de testes (1276 MW). Neste rol de térmicas citadas, 12 possuem participação ou controle total da Petrobrás.

As condições para investimentos em térmicas segundo o Novo Modelo do Setor Elétrico são as regras mais aguardadas. Em linhas gerais, a busca pela modicidade tarifária tende a desestimular a implantação de térmicas, graças ao seu custo operacional elevado. Entretanto, como mostram alguns estudos recentes encomendados pela Abraget, a diferença

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Incluindo as bi-combustíveis Camaçari e Piratininga. Dados disponibilizados no site Gasnet apontam Três Lagoas em operação, enquanto a ABRAGET aponta como "em fase de testes".

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de custos da energia em empreendimentos novos tende a ser bastante reduzida se fosse ampliado o peso dos custos locacionais de transmissão nas tarifas, flexibilizados as cláusulas “take or pay”, reduzido o preço do gás do PPT, dentre outros fatores, como a partilha do ônus referente ao custo de backup (Brasil Energia, jul/2004b). Além disso, existem propostas da Abraget para adoção de um risco de déficit da ordem de 0,27% ao invés dos atuais 5%. Segundo estudos encomendados por esta entidade, este novo patamar elevaria para 300 anos a probabilidade de ocorrência de um racionamento, contra os atuais 20 anos. Neste cenário, a percentagem de térmicas saltaria para pouco mais de 22% da capacidade total de geração. Neste mesmo estudo propõe-se uma elevação do custo do déficit de energia utilizados nos modelos de otimização do despacho, atualmente fixado em US$ 648/MWh (Brasil Energia, jan/2004). Segundo estudos realizados pelo IPEA (Moreira, Rocha & David, 2001), a duplicação deste custo elevaria consideravelmente a competitividade das térmicas, mesmo quando os custos de construção fossem semelhantes, já que estas reduziriam bastante o risco do sistema. Esta proposta aparenta extremamente inviável se considerados os impactos tarifários de tais medidas e, além disso, é bastante consensual entre os analistas a adoção de riscos de déficit entre 3% e 5%.

De outro lado da moeda, argumenta-se que ampliar a participação das térmicas na geração de energia poderia envolver inconvenientes, alguns deles enfaticamente ressaltados por diversos analistas.

Primeiramente, como ressalta Santos (2002), ampliar a oferta o papel das térmicas na oferta de energia elétrica pode ser altamente ineficiente. As perdas de energia durante o processo de geração e transmissão poderiam ser extremamente reduzidas se o gás pudesse ser introduzido diretamente em suas aplicações térmicas (exemplificadas ao longo deste capítulo), substituindo processos eletrotérmicos. Em outras palavras, produzir energia elétrica, a partir da energia térmica do gás, para depois transformá-la novamente em calor seria um desperdício evitável.

Uma segunda questão relevante é a questão preço. D´Araújo (2001) questiona frontalmente a necessidade de se ampliar o papel das termelétricas como remédio para possíveis déficits de energia, especialmente atuando na base do sistema. Segundo ele, a

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crise teria claramente sido gerada por incapacidade de planejamento. Benjamin (2001), neste mesmo sentido, alerta para o comportamento especulativo dos agentes que ingressaram nos diversos elos da cadeia elétrica após a reestruturação de meados da década de noventa. Segundo este analista, os distribuidores esperaram melhoras nos preços da energia, enquanto os geradores esperavam contratos melhores para venda. Somados às restrições de investimento das estatais, estas medidas teriam ocasionado o um claro deplecionamento dos reservatórios sem ampliação do investimento. Ambos estudos ressaltam as qualidades e confiabilidade do sistema hídrico que, se planejado e monitorado adequadamente, proporciona preços reduzidos de energia elétrica para um país com baixa renda per capita.

Por fim, ainda em D´Araújo (2001), é criticada a indexação dos preços de energia elétrica aos de petróleo e GN, muito mais voláteis. Neste trabalho é apresentada uma série comparando os preços de energia elétrica em países com base hídrica àqueles de países com base térmica. Fica evidente o elevado custo social desta opção, especialmente em um país em desenvolvimento e com elevado potencial hídrico inexplorado, como o Brasil.

Por último, cabe citar que a opção de utilização energeticamente ineficiente do GN pode ser criticada por ser um combustível importado. Levando em conta este custo econômico-social, alternativas capazes de alavancar a competitividade de cadeias industriais ou melhorar a eficiência energética de outros setores da economia seriam preferíveis.

É verdade que a decisão de ampliar o papel da geração térmica não é objeto de política para o gás e sim do sistema elétrico. Obviamente a política energética como um todo deve levar em conta a otimização das diversas fontes de oferta e a elaboração de um sistema confiável e adequado às necessidades de desenvolvimento econômico. Entretanto, utilizar o desenvolvimento do mercado de GN no país como argumento para a ampliação do parque térmico pode ser um equívoco. Por outro lado, a criação de interesses comuns à industria de gás e de energia elétrica no país, como os da Petrobrás, podem tornar inevitáveis pressões por melhores condições para esta modalidade de investimento.

Estudos recentemente publicados pelo Comitê Brasileiro do Conselho Mundial de Energia60 apresentam uma projeção de crescimento, extremamante otimista, de 300% da oferta de energia elétrica gerada a partir de gás natural entre 2002 e 2010. Entre 2002 e 2020, este crescimento seria da ordem de 570%, elevando a participação de térmicas a gás na oferta de energia elétrica para pouco mais de 10%.

Apesar das divergências sobre necessidade de ampliação do parque térmico e sobre as percentagens adequadas no parque gerador é quase certo que as térmicas deverão ter maior espaço, configurando um consumidor de peso para as novas descobertas no sudeste do país. A percentagem de 20% do total da capacidade instalada aparece como uma boa referência, apesar de não provocar grandes reduções no risco de déficit. Entretanto, como argumentou-se ao longo desta seção, o uso em térmicas não é a melhor estratégia para utilização eficiente do GN. Assim sendo, não é compartilhada a defesa da ampliação do despacho desta modalidade de geração na base do sistema. Para o mercado de gás natural, uma configuração moderada poderia ser extremamente vantajosa, se caminharem as novas regras de flexibilização de contratos e de criação de mercado secundário. Assim, a decisão de investir em térmicas e a antecipação de contratos com cláusulas “take or pay” flexíveis daria aos futuros consumidores interruptíveis tempo para realizar investimentos em conversão e discutir preços mais favoráveis para este tipo de contratos de fornecimento. Ademais, apesar de dependente da hidrologia, o sistema elétrico nacional é bastante previsível e a necessidade de utilização do gás nas térmicas pode ser projetada com bastante antecedência, conforme forem sendo deplecionados os reservatórios das usinas hidroelétricas.

Por fim, quanto às perspectivas de demanda futura, este estudo fará uso dos diferentes cenários elaborados pelo Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE) em seu plano decenal de expansão 2003/2012. Nestes cenários, que estabelecem distintas perspectivas macroeconômicas para o país, as previsões de potência instalada em 2012 variam entre 100 e 130 GW. As perspectivas de potência térmica instalada variam entre 11 e 28 GW. Considerando os diversos cenários intermediários, a potência térmica instalada ficaria entre 17 e 22 GW, algo mais próximo

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aos 20% do parque gerador mencionados em parágrafo anterior61. Levando em conta que grande parte da oferta incremental será alimentada por gás natural, inclusive com possibilidade de novas conversões após a chegada do gás de Urucu ao mercado, pode-se estimar um mínimo de 60 milhões de m3/dia necessários para ligar todas as usinas de uma só vez. Apesar de este evento ser praticamente improvável, podem ser referência mínima para contratos com clásulas TOP, para construção de gasodutos e ampliação dos investimentos na indústria do gás.

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Segundo o BEN 2003, ao final de 2002 a capacidade instalada de termelétricas e termonucleares, considerando autoprodutores, já era de 20% do parque de geração. As estatísticas apresentadas nestas duas

6. CAPÍTULO VI: Política energética e instituições na indústria de gás natural