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O Cenário de Inserção
da Geração Termelétrica
a partir do Gás Natural
no Brasil
The Scenario for the Implementation of the
Thermoelectricity Generation Using Natural Gas in Brazil
GILBERTO MARTINS
Universidade Metodista de Piracicaba
[email protected]
RESUMO – Temos assistido, atônitos, a uma série de anúncios de intenções de implantação de termelétricas a gás natural
em vários Estados brasileiros e, no Estado de São Paulo, em regiões já bastante comprometidas ambientalmente, como é
o caso da bacia dos rios Piracicaba, Capivari e Jundiaí. O objetivo deste artigo é analisar as motivações, o contexto e a
lógica que geraram o Programa Prioritário de Termeletricidade, um pacote de medidas anunciadas pelo governo federal
que visam incentivar a implantação de termelétricas em todo o país. Procuraremos apresentar as razões que levaram à criação desse programa, discutir suas conseqüências e propor alternativas.
Palavras-chave: PROGRAMA PRIORITÁRIO DE TERMELETRICIDADE – GÁS NATURAL – FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA.
ABSTRACT – We have observed recently the announcement of a serie of projects of new thermoelectric power plants
using natural gas in many states in Brazil, and, particularly in the case of the state of São Paulo, in areas considered critical
in environmental terms as the Piracicaba River basin. The main objective of this article is to analyse the motivation and
context for the creation of the Thermoelectricity Prioritary Program, a federal program launched to enhance the thermoelectric generation using natural gas in the whole country. Besides the reasons for the creation of this program, some of
the consequences and alternatives to it are also discussed in the article.
Keywords: THERMOELECTRICITY PRIORITARY PROGRAM – NATURAL GAS – RENEWABLE ENERGY SOURCES.
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INDEFINIÇÕES NO
PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO
P
odemos caracterizar duas componentes principais que, aliadas, culminaram na proposição
do Programa Prioritário de Termeletricidade.
A primeira componente tem raízes no processo de
privatização (ou desestatização) de alguns setores
chaves da economia brasileira iniciado com a Lei
8.031, de 12 de abril de 1990, que instituiu o Programa Nacional de Desestatização (PND), no
governo Collor. Esse processo, que começou com a
privatização do parque siderúrgico, ampliou-se para
o parque petroquímico e atingiu, em meados da
década de 90, os setores elétrico, de telecomunicações e de transportes.
Para que a privatização do setor elétrico
pudesse ocorrer, entretanto, toda a legislação do
setor teve de passar por um processo de reestruturação, que ainda não está acabado. Iniciando com a
chamada Lei de Concessões de Serviços Públicos
(Lei 8.987/95), de caráter mais geral – que criou
condições para que o capital privado pudesse participar das licitações de concessões –, essa reestruturação foi seguida por uma série de regulamentações
mais específicas para o setor elétrico, como a Lei
9.074/95, que permite que os grandes consumidores de energia possam escolher livremente de quem
comprar sua energia, o Decreto 2.003/96, que criou
a figura do produtor independente de energia, além
de outras normas que regulamentaram o livre
acesso à rede de transmissão, criaram o Mercado
Atacadista de Energia etc.
Apesar da fase adiantada do processo de privatização do setor, a regulamentação não se encontra
totalmente definida. A própria criação da Agência
Nacional de Energia Elétrica (Aneel), pela Lei 9.427/
96, foi posterior ao início do processo de privatização
do setor, já que o primeiro leilão para privatização de
uma empresa de distribuição de eletricidade – a
Escelsa – ocorreu em 11 de julho de 1995, demonstrando um certo atropelo do processo (Bermann &
Martins, 2000, p. 49). Esse processo de reestruturação gerou um período de transição (os últimos cinco
anos, aproximadamente), no qual as regras de funcionamento do setor não ficaram muito claras para os
diferentes agentes, o que causou uma certa imobilidade em termos dos investimentos de longo prazo de
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maturação que caracterizam as aplicações em geração
de energia elétrica. Coincidentemente, esse foi um
período de baixo crescimento econômico para o país
e, também, de pequeno aumento do consumo de
energia, não ocasionando problemas de atendimento
da demanda a curto prazo.
Com a perspectiva de um crescimento da produção industrial, ocorrido já no final de 1999, aliado
aos baixos índices pluviométricos em 1999, o governo
começou a se preocupar com a possibilidade de falta
de energia.
INSERÇÃO DO GÁS NA MATRIZ
ENERGÉTICA BRASILEIRA
O segundo componente é decorrente do objetivo declarado do governo federal de aumentar a
participação do gás natural na matriz energética brasileira. Sua meta é passar dos 2,4%, em 1999, de
acordo com o Balanço Energético Nacional 2000,
para algo em torno de 12%, em 2010.
Analisado em si, esse fato não constitui maiores problemas, uma vez que a queima do gás natural
emite cerca de menos 30% de CO2 que a queima
de diesel – o que representaria uma melhoria das
condições ambientais desde que o gás natural fosse
utilizado em substituição ao diesel, não em adição a
ele. Vale lembrar que o gás natural também é um
combustível fóssil e, portanto, finito.
Para atingir essas metas, vários são os projetos
de gasodutos que estão em pleno desenvolvimento,
de norte a sul do país. No Nordeste, está prevista a
interligação de todos os Estados, do Ceará até a
Bahia.
O gasoduto Bolívia-Brasil, que entra por
Corumbá e vai até Campinas, interliga-se com os
gasodutos já existentes que ligam Rio, São Paulo e
Belo Horizonte à Bacia de Campos. A partir de
Campinas, desce um ramal até Porto Alegre, através
do Paraná e de Santa Catarina. Também no Sul, já
está operando o gasoduto de 440 km, com capacidade para até 15 milhões m3/dia, que liga o Norte
argentino a Uruguaiana, na fronteira brasileira. O
duto transporta 2,8 milhões m3/dia para operação
de uma termelétrica a gás em ciclo combinado de
600 MW, em Uruguaiana. Também está em implementação o gasoduto, com capacidade de 12
milhões de m3/dia, que liga Uruguaiana a Porto AleJunho • 2001
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gre, conectando-se nessa capital com o gasoduto
vindo da Bolívia.
No Norte, além do poliduto de 280 km que
liga Urucu a Coari, já existente, com capacidade de
dois milhões de m3/dia, um possível gasoduto para
Manaus (300 km) e um para Porto Velho (600 km)
estão em discussão. Eles servirão para alimentar os
sistemas isolados existentes, que hoje operam com
diesel. A outra opção seriam estações de liquefação a 162oC e navios metaneiros para o transporte fluvial.
Entre os projetos citados, o maior, mais caro e
polêmico é o gasoduto Bolívia-Brasil, cujo contrato
de compra e venda de gás, assinado em 1997,
começou a ser aplicado em maio de 1999 e durará,
inicialmente, 20 anos. Por esse acordo, a Bolívia
exportará para o mercado brasileiro até 30 milhões
de m3 de gás natural no esquema take or pay. A
Petrobrás1 se compromete a comprar oito milhões
de m3/dia a partir de 2000, mais oito milhões de
m3/dia a partir de 2007, chegando a 30 milhões de
m3/dia em 2019.
O PROGRAMA PRIORITÁRIO
DE TERMELETRICIDADE E
SUAS IMPLICAÇÕES
Assim, tendo, de um lado, o aumento da
demanda de energia elétrica e, de outro, o objetivo
de implementar o gás – inclusive com a desconfiança
do setor industrial em relação ao preço em dólar –,
o problema de garantir um mercado para esse gás
que já está sendo pago foi encontrado através do
Programa Prioritário de Termelétricas, lançado em
24 de fevereiro de 2000 pelo presidente Fernando
Henrique Cardoso e pelo ministro de Minas e Energia, Rodolpho Tourinho.
O programa prevê a instalação, até 2003, de
uma série de termelétricas (o número cresceu de 49,
quando do lançamento do programa, para 55, no
início do mês de setembro de 2000), a maioria a gás
natural, com capacidade total entre 15.000 MW e
20.000 MW, e consumindo entre 60 e 80 milhões
de m3/dia de gás natural.
1 Até recentemente, era a única compradora do gás, mas a Enron
conseguiu quebrar esse monopólio no início do mês de agosto/2000,
fechando um contrato que prevê o transporte de 1 milhão de m3/dia,
através do gasoduto Brasil Bolívia, por um ano.
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O programa garante aos empreendedores,
por 20 anos, suprimento de gás natural a preço fixo
de U$ 2,26 por milhão de BTU e a aplicação do
valor normativo para o preço de venda da energia
gerada (R$ 57,20, de acordo com a Resolução n.º
233, de julho de 1999, da Aneel), também por 20
anos, com reajuste anual, além de garantir acesso a
recursos do BNDES para financiamento de até 30%
do empreendimento.
As usinas previstas são de ciclo combinado
(turbina a gás, caldeira de recuperação e turbina a
vapor em condensação), o que leva a alta eficiência
(entre 50 e 56%). Entretanto, isso eleva os custos de
capital a valores entre US$ 400 a US$ 600 por kW
instalado – o que, junto com os custos de operação,
principalmente o do gás, deve elevar o MWh produzido com essa tecnologia acima de US$ 35,
enquanto os custos de geração de uma hidrelétrica
já amortizada, como a de Furnas, são da ordem de
US$ 20 a US$ 30 por MWh.
A tecnologia de turbinas a gás é bastante interessante pela sua modularidade e escala: é possível
trabalhar com turbinas de cinco a 500 MW e até
com micro-turbinas de 25 a 500 kW. Essas turbinas,
em ciclo simples ou aberto, podem rapidamente ser
ligadas e entrar na rede para atender a horários de
pico, com baixo custo inicial mas alto custo de operação (eficiência da ordem de 30 a 35%).
A opção de se trabalhar com ciclos combinados, entretanto, faz com que a atratividade econômica só seja conseguida com escalas maiores (300 a
1.000 MW) e com fatores de uso da ordem de
80%. Ou seja, essas usinas termelétricas serão usinas
de base, operando durante 70 a 80% do tempo, e
não de ponta, o que implica que deve ser garantida
sua operação mesmo que as hidrelétricas estejam
com seus reservatórios cheios. Dessa forma, em
anos hidrologicamente favoráveis, teríamos a situação absurda de ter de verter água das hidrelétricas
sem turbiná-las, para garantir a demanda das termelétricas.
PROBLEMAS COM A
IMPLEMENTAÇÃO
DO PROGRAMA
Apesar das vantagens oferecidas pelo programa, os empreendedores ainda estão reticentes e
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têm forçado o governo no sentido de obter ainda
mais garantias. Um dos problemas é o risco cambial:
apesar de terem o preço do gás garantido por 20
anos (diferentemente de quem usa derivados de
petróleo, cujo preço tem sofrido grandes variações,
ultimamente), ele é garantido em dólar, e os empreendedores querem se precaver quanto a possíveis
flutuações do real frente à moeda estrangeira, já que
os reajustes das tarifas de energia elétrica vendida
poderão ocorrer apenas uma vez ao ano. Em relação a esse aspecto, o Ministério das Minas e Energia
tem procurado uma maneira de prever mais de um
reajuste anual, enquanto a Aneel tem se posicionado
contra essa proposta. Na realidade, metade da energia gerada por Itaipu (cerca de 10% da nossa capacidade instalada) é faturada em dólar, sem que, até
hoje, se tenha dolarizado a tarifa de eletricidade.
Outro problema a ser solucionado pelos
empreendedores é o financiamento do projeto para
a compra dos equipamentos e a instalação da
planta. Os bancos financiadores exigem garantias de
que serão pagos. Assim, exigem que boa parte da
energia produzida já esteja com contratos de venda
assinados, os Acordos de Compra de Energia
(Power Purchase Agreement-PPA). Devido ao alto
custo da energia gerada pelas termelétricas, entretanto, as concessionárias privatizadas não têm se
interessado em assinar esses acordos. Somente a
Petrobras, a Eletrobras e outras estatais é que têm
assumido esse ônus.
Recentemente, o Jornal do Brasil, em sua edição de 24 de julho de 2000, publicou entrevista
com o presidente da Gaspetro, Luiz Rodolfo Landim, reconhecendo que, por dificuldades de obtenção de financiamento (project finance) dos projetos,
“as dez primeiras usinas do Programa Prioritário de
Termelétricas terão de entrar em operação até o
final de 2001, gerando 2 mil MW”, operando em
ciclo aberto, o que exigirá investimentos da ordem
de US$ 1,5 bilhão, que serão garantidos pelos próprios sócios da Petrobrás (o total de investimentos
previstos para o programa é da ordem de US$ 12
bilhões, dos quais 30% devem ser financiados pelo
BNDES). Para aliviar o empreendedor que tiver de
operar em ciclo aberto, os jornais noticiaram que a
Aneel estuda a possibilidade de compensar o custo
40
mais alto de geração em ciclo aberto, aumentando a
tarifa em cerca de 30%.
Cabe, neste ponto, um questionamento: toda a
reestruturação feita no setor foi para criar um mercado concorrencial de energia através de investimentos de risco do setor privado, sem a intervenção do
governo. Não é isso que temos assistido no caso do
Programa Prioritário de Termeletricidade. O governo
tem procurado, de todas as formas, garantir as termelétricas do programa, protegendo o empreendedor
de todos os lados. Com todas essas garantias, talvez
possamos afirmar que não faltará energia, mas o que
podemos dizer, seguramente, é que essa energia sairá
bem mais cara – e quem vai pagar essa diferença seremos nós.
ALTERNATIVAS PARA O
ENFRENTAMENTO DA QUESTÃO
É preciso dizer que a função do MME é fazer
um planejamento de longo prazo e utilizar instrumentos para viabilizar investimentos na área de
geração. Nesse sentido, cabe questionar a opção
pela geração termelétrica a partir do gás natural,
feita em um momento emergencial, sob o risco de
desabastecimento e falta de energia, já que essa
opção implica em compromissos de longo prazo
(tipicamente 20 anos, que é a vida econômica dos
empreeendimentos em termelétricas).
No momento em que os empreendedores
solicitam garantias em relação à variação cambial,
pois importam sua matéria-prima principal (o gás)
pagando em dólar, cabe-nos questionar se não seria
mais interessante importar diretamente a energia
elétrica. Já que se pretende dolarisar a tarifa, melhor
seria comprar a energia elétrica diretamente,
livrando-nos dos impactos ambientais associados à
geração termelétrica. Essa alternativa, emergencial,
não implicaria em compromissos de longo prazo e
nos daria o tempo necessário para planejar e implementar alternativas de geração mais adequadas e
sustentáveis, como as propostas abaixo.
Quanto à inserção do gás natural na matriz
energética, seria mais adequado:
• incentivar o uso do gás natural em substituição
ao óleo combustível e GLP na indústria, em cogeração, com ganhos ambientais tanto com a
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redução de poluição quanto com a liberação de
demanda;
• incentivar o uso do gás natural em substituição à
gasolina e ao diesel em transportes (coletivos,
táxis, automóveis de cidade bi-combustível
álcool-gás).
Quanto a outras alternativas de geração renováveis com menor necessidade de intervenção e
potencial razoável de implementação em curto
prazo, que deveriam ser emergenciais:
• incentivo ao aumento da eficiência das 131 usinas de açúcar e álcool existentes no Estado de
São Paulo (capacidade instalada de 619 MW),
somadas aos 358 MW instalados na Região
Nordeste (Eletrobrás, 1999), que, utilizando a
mesma tecnologia (ciclo Rankine), poderiam
praticamente dobrar sua capacidade instalada e,
com o uso de tecnologia BIG-STIG (gaseificação
do bagaço e uso de turbinas a gás), praticamente
quadriplicar esse potencial;
• incentivo às pequenas centrais hidrelétricas;
• incentivo ao uso da energia eólica.
Com relação às alternativas apresentadas, vale
ressaltar que, hoje, elas não são mais consideradas
inviáveis economicamente. Segundo Walter (2000),
o custo médio de capital dos sistemas eólicos foi
reduzido em 80%, desde 1980, proporcionando
custos de geração na faixa de 30 a 80 U$/MWh. O
grande potencial eólico do litoral do Nordeste já
começa a ser explorado em grande escala, como
pode ser observado no quadro 1, que procura sistematizar algumas experiências em curso no Brasil,
com dados extraídos de jornais.
QUADRO 1. Experiências de geração alternativa e sustentável.
TECNOLOGIA/
LOCAL
EMPRESA
CAPACIDADE
FONTE
RS (Piratini, Pelotas
Camaquã Pelotas)
CE Prainha Taiba
CE Paracuru e
Camocim
CE –indefinido
SP Ribeirão Preto
10 usinas de
10 MW
(100 MW)
10x0,5 MW
Woben
20x0,5 MW
Windpower
(15 MW)
Woben Windpo- 2 x 30 MW
wer
(60 MW)
70x 3 MW
ABB
(210 MW)
CGDE/ Santa
Elisa/ Santa Rita/ 300 a 400 MW
Maringá
Gov. Estado/
CGDE /Koblitz
CUSTO
INSTALAÇÃO
CUSTO
ESPECÍFICO.
FASE
Casca madeira/
casca arroz Ciclo R$ 120 milhões R$1.200/kW
Rankine
Assinado contrato.
Inicia dez/00
Eólico
R$ 15 milhões R$1.000/kW
Em operação
Eólico
R$ 60 milhões R$1.000/kW
Em licitação
Eólico
n.d.
Bagaço
R$350 milhões R$1000/kW
Menor que
Estudo
U$ 1.000/kW
Assinatura
de contrato
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
BERMANN, C. & MARTINS, O. S. Sustentabilidade Energética no Brasil: limites e possibilidades para uma estratégia energética sustentável e democrática. Projeto Brasil Sustentável e Democrático. Série Cadernos Temáticos n.o 1. Rio de
Janeiro: Fase, 2000.
ELETROBRÁS (2000). Plano Decenal 1999/2008. Brasília, 1999.
MINISTÉRIO DAS MINAS E ENERGIA. Balanço Energético Nacional. Brasília: MME, 2000.
WALTER, A. Fomento à Geração Elétrica com Fontes Renováveis de Energia no Meio Rural Brasileiro: barreiras, ações e perspectivas. Campinas, SP: Anais do Agrener-2000, 3.º Encontro de Energia no Meio Rural, 2000.
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