O papel das termelétricas a gás natural na redução das tarifas de energia

Térmicas a gás natural: mais baratas

Permitem pluralidade de oferta de gás

Por Adriano Pires e Bruno Pascon para o Poder360.

O Brasil possui uma matriz elétrica bastante diversificada e de predomínio de fontes limpas. O desempenho do país nesse quesito, bem como em seu mercado de combustíveis (o papel do etanol anidro misturado à gasolina e do biodiesel misturado ao diesel, e a venda de etanol hidratado) e agronegócio –em que utiliza-se somente 6,8% do território para produzir alimentos para abastecer mais de 1,5 bilhão de pessoas– são exemplos para o mundo inteiro.

Ao se analisar a matriz elétrica dos 15 países que respondem por 64,8% da população global ou um total de 5,0 bilhões de pessoas, somente dois países possuem matrizes elétricas com menos de 50% de fontes termelétricas/combustíveis fósseis: Brasil (20%) e Etiópia (3%).

O restante dos países, dos quais 12 estão na Ásia e África –continentes que respondem por 78% da população do planeta– possuem exposição à fontes termelétricas entre 55% (Vietnã) até 92,1% no caso de Bangladesh, com as maiores economias globais com parcela bastante relevante de participação de fontes não limpas: EUA (62,7%), China (69,0%), Japão (87,5%), Índia (85,7%) e Rússia (67,3%).

O crescimento populacional do conjunto dos 15 países foi de 1,4% ao ano desde 1980 com 56,5% da população urbana, sendo que o Brasil encontra-se na segunda posição de percentual de população urbana (87,6%), perdendo somente para o Japão (91,8%). No quesito população rural, destacam-se Índia e Paquistão com 65% de sua população conjunta de 1,6 bilhão de habitantes vivendo no mundo rural.

A média de participação de termelétricas/fontes não limpas para esse grupo de países é de 72,5% (ponderada pela população) ou 68% de média simples vs. 20% no caso do Brasil.

Dada a competitividade dos preços de energias renováveis, em especial a eólica e solar, fica uma dúvida para a sociedade: se o Brasil possui uma das matrizes elétricas mais renováveis/limpas do mundo, porque a tarifa de energia para o consumidor final é tão cara?

A resposta passa pela existência de subsídios amplos que foram e são concedidos ou criados ao longo do tempo que, juntamente com impostos e tributos alcançam até 50% da conta de luz, mas também existe um fator que está relacionado a matriz elétrica: a necessidade de despacho termelétrico fora da ordem de mérito de usinas caras, como óleo combustível e óleo diesel em cenários de hidrologia desfavorável.

Desde 2005, quando foi reintroduzido o planejamento de atendimento da demanda de distribuidoras em leilões de energia nova, houve uma predominância de oferta de fontes de natureza intermitente como usinas hidrelétricas a fio d’água (82,7% da oferta hidrelétrica leiloada), eólicas e solares. Em função dessa predominância de fontes intermitentes, a reserva girante do sistema –que corresponde, de maneira simplificada, ao estoque das usinas hidrelétricas de reservatório de acumulação construídas entre as décadas 40 e 80 para cobrir a demanda na ausência de chuvas– caiu nos últimos 15 anos de 8,6 meses para atualmente menos de 3 meses. E o período seco do país dura 7 meses.

Dado esse cenário e o fato de que o regime hidrológico –ou mais especificamente a energia natural afluente, de maneira simples a conversão de chuvas em acúmulo de estoque de água nos reservatórios– estar adverso desde 2013, para que se cubra a demanda de energia e preserve volumes mínimos de recomposição nos reservatórios, tem se recorrido ao despacho térmico fora da ordem de mérito para garantir a segurança energética na última década entre 30 a 40% do tempo. E o despacho fora da ordem de mérito considera inclusive termelétricas de combustíveis fósseis como Óleo Combustível e Óleo Diesel cujo custo variável de despacho (CVU) alcança até R$1.100 a R$1.670 o MWh.

A título de comparação, o preço médio de compra de energia das distribuidoras (chamado PMIX) em 2019 alcançou em média R$230 o MWh. Quem paga pelo despacho fora da ordem de mérito? Os consumidores finais, em particular os cativos, via o Encargo de Serviço do Sistema (ESS).

Embora o sistema elétrico ter sido projetado para um percentual de risco de déficit de 5% – e na prática 10% – em função de afluências (volume de chuvas) abaixo da média histórica desde 1930 até o presente, o despacho fora da ordem de mérito que encarece as tarifas dos consumidores finais tem permanecido entre 30 e 40% do tempo.

A outra maneira de se verificar esse risco sistêmico mais alto está na volatilidade dos preços de curto prazo de energia, o chamado PLD (Preço de Liquidação de Diferença). Fazendo uma analogia ao mercado financeiro, o risco sistêmico alto é verificado na grande volatilidade do PLD que, em questão de semanas pode ir do piso (cerca de R$40 o MWh) ao teto (cerca de R$560 o MWh), portanto o Beta do PLD está muito alto para cenários hidrológicos, dado perfil da matriz elétrica. Logo, em situações normais de temperatura e pressão, com chuvas alinhadas com a média histórica e despacho predominantemente dentro da ordem de mérito, essa conta pro consumidor não fica muito salgada, mas a combinação de regime hidrológico adverso com despacho fora da ordem de mérito incluindo de térmicas mais caras do país culminou, dentre outros fatores, ao aumento de 90% na conta de luz entre 2014 e 2019 vs. uma inflação de 40% no período. Portanto a conta de luz, em média, subiu mais do que o dobro da inflação no período.

Como solucionar essa questão? A maneira mais barata seria construir mais usinas hidrelétricas com reservatórios de acumulação, estoque mais barato de energia elétrica para se balancear o sistema. Porém, as grandes hidrelétricas de reservatório já foram construídas e o potencial remanescente que se encontra na região Amazônica não é a mais propícia para esse tipo de construção, principalmente, por razoes ambientais.

Outra solução possível e de fácil aplicação é reduzir o despacho fora da ordem de mérito e substituir plantas termelétricas de CVU alto por outras de CVU baixo. Em outras palavras retirar do sistemas plantas térmicas de base (inflexíveis) ou mesmo flexíveis que possuem custo de despacho muito alto e substituir por outras que possuem os mesmos atributos de inércia para o sistema porém custo de despacho mais baixo.

Logo, a iniciativa do governo de se retirar 15.512 MW da configuração termelétrica do sistema e substituir somente 6.788 MW por usinas movidas a gás natural ou carvão mineral (ou seja, aposentando-se mais de 8.700 MW de capacidade térmica cara e/ou poluente) é bastante louvável. De fato, se o governo tivesse investido em plantas a gás natural –independente da origem do gás offshore (nacional ou importado)– desde o início da década, seria possível reduzir os gastos com GSF do ponto de vista econômico para 46% do total acumulado desde 2013 (mais de R$110 bilhões) ou, caso fosse utilizando somente gás natural em terra –cujo custo de produção é inferior ao custo de recurso em mar– o passivo financeiro do GSF poderia teria sido somente 25% do passivo acumulado entre 2013 e 2020.

Portanto, a introdução de térmicas a gás natural (inflexíveis) na base do sistema elétrico brasileiro de ciclo combinado que são mais eficientes e mais baratas do que térmicas a ciclo aberto, permitiria a redução das tarifas de energia em função de três fatores principais:

  • Possibilidade de gerenciar reservatórios hidrelétricos de maneira ativa (planejamento e controle da produção): as térmicas funcionariam com a lógica de baterias, portanto permitindo a preservação de volumes-meta de reservatórios a despeito do regime hidrológico. Isso levaria a menores oscilações no PLD e redução de dependência de fatores exógenos (chuva) nas tarifas de energia dos consumidores;
  • Possibilidade de capear (colocar teto) de PLD bastante inferior ao atual: a utilização de térmicas inflexíveis com CVU de até R$200 o MWh vs. a configuração termelétrica atual que possui plantas de até R$1.670 o MWh reduziria o despacho fora da ordem de mérito, reduziria o custo do despacho e reduziria os encargos de serviço do sistema, portanto contribuindo para redução de tarifas dos consumidores finais;
  • Redução de volatilidade de PLD: no mercado financeiro é comum estratégias de capital protegido em que trava-se o ganho ou a perda para determinado horizonte de investimento. Por que não replicar no PLD via redução de Beta através da redução do despacho fora da ordem de mérito e teto de PLD / CMO bem mais competitivo via térmicas inflexíveis de CVU baixo?

A introdução de termelétricas inflexíveis com todos os atributos próprios de fontes não intermitentes, permitiria a contínua aceleração da expansão de fontes renováveis mantendo a inércia do sistema elétrico, resiliência e segurança do suprimento de energia elétrica.

O planejamento da EPE (PDE 2029) já considera que um terço da expansão indicativa até 2029 seria de fontes termelétricas em especial o gás natural. Os outros dois terços de renováveis não convencionais (eólica e solar majoritariamente). O terço relacionado a termelétricas considera um perfil 87% de usinas flexíveis e somente 13% de inflexíveis.

A mudança de mix entre flexíveis e inflexíveis, para algo mais equilibrado (50/50) permitiria uma sinalização de demanda mais robusta para atração de investimentos na infraestrutura de escoamento e processamento de gás natural nacional –em linha com as diretrizes do CNPE, do Novo Mercado de Gás e com as conclusões do documento Gás para Desenvolvimento do BNDES– e, o principal, redução de tarifas para consumidores finais (redução de despacho fora da ordem de mérito e redução estrutural de CVU da configuração termelétrica brasileira), além de possibilitar a interiorização do gás natural no país e uso da agua em irrigação e saneamento.  A interiorização e o acesso a todos ao gás natural esta alinhada com o princípio de Desenvolvimento Nacional previsto no artigo 3 da Constituição Federal.

A interiorização do gás natural permitirá maior pluralidade de oferta de gás natural em todos os Estados da federação, geração de emprego e renda via infraestrutura e possibilitar oferta de gás para a indústria eletrointensiva –siderurgia, ferro-gusa, alumínio, vidro, fertilizantes nitrogenados, etc– com preços até 50% mais baixos que os atuais, conforme detalhado no estudo do BNDES Gás para Desenvolvimento. Por fim, permitir a expansão de rede last line de gás encanado (distribuição) com maior pluralidade de oferta de gás em todo país trazendo mais investimentos, bem como alternativas de suprimento para atender o mercado de GNC, GNV em todo o território nacional.

Se não é mais possível construir hidrelétricas com reservatórios de acumulação, não é justo terceirizar uma parte da responsabilidade pelas tarifas de luz tão altas no país pelas adversidades climáticas, como a pouca chuva. Até porque os consumidores não podem recorrer nem a São Pedro, nem a São Judas Tadeu, o Santo das causas impossíveis, quando o boleto chega a cada mês nas casas dos brasileiros.

(Fonte: Poder360)

Adriano Pires é sócio fundador e diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE).

Bruno Pascon é diretor do CBIE Advisory.

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