Blog do Desemprego Zero

Energia mais cara

Posted by Beatriz Diniz em 4 maio, 2008

“Mesmo com a recuperação do nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas, governo e industriais encontram-se em lados opostos, devido a pressão para a alta dos preços.”

*Por Luciana Sergeiro

Publicado em: Carta Capital

Por: Roberto Rockmann

As preces a São Pedro foram atendidas. As chuvas de verão no Nordeste e Sudeste recuperaram o nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas, responsáveis por 85% da energia gerada no País. A temperatura mais amena em março e abril, o aumento da autoprodução de empresas e o sinal verde para a operação de termoelétricas reduziram a pressão sobre o sistema. Resultado: o Brasil ingressa no período seco sem ameaça de cortes de energia neste ano e com risco menor de racionamento em 2009. Mas os preços da energia colocaram novamente governo e industriais em lados opostos. 

Na segunda-feira 5, representantes do Ministério de Minas e Energia se reúnem para definir quanto o Brasil enviará de energia à Argentina, que atravessa dificuldades de suprimento, e bater o martelo sobre a criação de uma meta anual de segurança a ser perseguida pelos reservatórios. A idéia é evitar o que ocorreu no início do ano, quando a falta de chuvas em dezembro e janeiro obrigou o governo a acionar diversas usinas movidas a gás de uma só vez. 

A partir deste ano será definido o volume a que os reservatórios deverão chegar até dezembro, quando o período úmido se inicia. Isso permitirá acionar as termoelétricas ao longo dos meses, corrigindo eventuais quedas bruscas nos reservatórios com maior rapidez. Na reunião, o governo deve também anunciar a manutenção do funcionamento de parte das térmicas acionadas no início do ano, o que reduziria os riscos de desabastecimento em 2009 e 2010, mas aumentaria os custos. 

“As chuvas foram muito boas e o cenário em 2009 é tranqüilo, mas no período seco há uma queda do volume dos reservatórios e não queremos que ela seja muito relevante”, diz Hermes Chipp, diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). No Sudeste, a meta a ser definida deverá ficar entre 46% e 53%. “Com 53% de capacidade nos reservatórios no fim do ano, conseguiríamos superar a segunda pior média histórica de chuvas”, afirma Chipp. 

Estabelecer uma meta maior que possibilitaria superar a pior média de afluências dos últimos 70 anos implicaria usar mais térmicas, o que geraria mais custos. Enquanto o MWh de uma hidrelétrica custa entre 70 e 80 reais, uma usina movida a gás ou óleo combustível pode gerar a mesma energia acima de 140 reais. 

Em condições normais, as medidas seriam saudadas como uma garantia extra, mas industriais temem o início de uma escalada dos preços. Cálculos da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia (Abrace) apontam que os gastos com o uso de energia térmica tenham ficado perto de 650 milhões de reais apenas no primeiro trimestre. “Busca-se reduzir o risco de um eventual racionamento, mas há risco de sobrecusto. Se todos os elos da cadeia são beneficiados, o correto seria o rateio entre os participantes, mas os geradores, por exemplo, estão fora dessa conta”, diz Ricardo Lima, presidente da entidade. 

Não é a única preocupação dos industriais. Hoje o País não tem gás para que indústrias, táxis, residências e usinas termoelétricas funcionem a pleno vapor. Para aumentar a disponibilidade do produto, a Petrobras corre para antecipar a produção da Bacia do Espírito Santo e de Santos e utilizar Gás Natural Liquefeito (GNL) em dois terminais, um no Nordeste e outro no Sudeste. Com capacidade de 7 milhões de metros cúbicos por dia, a unidade de GNL do terminal de Pecém (CE) deverá estar operando no segundo semestre, o que reduzirá a dependência da região do rio São Francisco. Simultaneamente, a dificuldade de licenças ambientais e o baixo número de usinas hidrelétricas ofertado fizeram as térmicas dobrar sua participação na geração de energia em menos de dez anos, representando mais de 10% da potência. Número que poderá crescer mais se não se vencerem os obstáculos burocráticos para a construção de novas hidrelétricas. 

“Os custos estão aumentando muito. Uma parte será absorvida, outra será repassada”, diz o superintendente da Associação Brasileira da Indústria do Vidro (Abividro), Lucien Belmonte. Há indicações de que o preço do gás na cidade de São Paulo poderá ter alta de 30% a partir de 1° de junho. 

O pano de fundo da história é mais amplo. Na década de 1970, durante o II Plano de Desenvolvimento Econômico, o governo investiu em grandes hidrelétricas e impulsionou o desenvolvimento de petroquímicas, fabricantes de alumínio e outras indústrias que consomem grande quantidade de energia. Uma parte do incentivo vinha dos baixos preços, pois as usinas pertenciam ao Estado. Grandes consumidores pagavam, em vários casos, apenas 10 dólares por MWh, o que, por sua vez, reduzia a capacidade de investimento das estatais. Havia uma estrutura de subsídio cruzado na qual os consumidores residenciais arcavam com custos maiores. 

Desde o racionamento, o cenário mudou. Os grandes consumidores tiveram de arcar com cortes de energia maiores que outros setores, o que implicou prejuízos à produção. Em 2003, a estrutura de subsídio cruzado foi sendo gradualmente eliminada pelo atual governo, o que resultou em aumento de custos. Nesses últimos anos, as indústrias têm pago 10% a mais por ano nos reajustes anuais, enquanto as residências têm tido preços 10% menores. 

Na visão do governo, os tempos mudaram. “O investimento em geração tem de ser remunerado a preços competitivos. Se não for, a conta não fecha e faltará energia”, diz Maurício Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), órgão de planejamento estatal. “O problema é que a estrutura de encargos vem aumentando e muito”, diz Lima, da Abrace. Em 2002, os encargos setoriais somavam 5,4 bilhões de reais. Cinco anos depois, quase triplicaram, para 14 bilhões de reais.

 A queda-de-braço ganha contornos especiais com a proximidade do leilão da segunda usina do rio Madeira, previsto para 19 de maio. A primeira foi licitada em dezembro e teve 70% de sua energia destinada ao mercado cativo (formado principalmente pelas residências) a preços de 78 reais o MWh. Outros 30% terão como destino o mercado livre. Correm informações de que essa energia às grandes indústrias estaria sendo negociada a 130 reais o MWh. Tudo indica que os preços continuarão sendo negociados com essa diferença na segunda usina. “Estamos com nossa competitividade sob ameaça e isso pode gerar saída de investimentos do Brasil”, diz Lima. 

Outro problema é o mercado livre de energia, formado por grandes indústrias e shopping centers, que responde por um quarto da energia consumida no País. Com o fim do racionamento, em 2002, houve uma sobra conjuntural de 8 mil MW de energia. Isso derrubou os preços e estimulou a migração de grandes consumidores do mercado cativo (regulado pelo governo) para o livre, em que as empresas negociam seus fornecedores. Em 2002, menos de 20 empresas eram consumidoras livres. Seis anos depois, já são mais de 700. 

Hoje, com o cenário de equilíbrio entre oferta e demanda, algumas empresas estão em busca de energia, mas têm dificuldade de encontrar. Ou encontram a preços altos. É mais um obstáculo para quem pretende expandir a produção no Brasil.

 

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