Entre 2000 e 2012, foram construídas 42 usinas hidrelétricas no país, o que acrescentou pouco mais de 28 mil MW de capacidade ao sistema. Dessas, apenas dez, com potência de 1,9 mil MW, receberam autorização para construção de reservatórios para acúmulo de água. Entre 2013 e 2018 serão adicionados 20 mil MW de capacidade hídrica no sistema, mas apenas 200 MW, ou 1% dessas usinas, têm reservatórios.
A dependência maior das chuvas levará à maior importância de projetos térmicos nos próximos anos, com destaque ao gás natural, o que marca um momento de transição da matriz elétrica nacional, em um momento em que o custo de expansão das hidrelétricas será crescente e grande parte do potencial está na região Norte, onde a questão ambiental é cada vez mais sensível. Esse contexto também contribui para maior pressão sobre os preços de médio e longo prazo da energia elétrica.
Entre este ano e 2018, o governo pretende contratar 38 mil MW de projetos de geração de energia elétrica no mercado, sendo que a energia térmica será um dos destaques. Pretende-se contratar 9000 MW de eólicas, 7500 MW de térmicas a gás natural, GNL, carvão, 3500 MW de solar, 2380 MW de biomassa e 1210 MW de PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas). No início do ano, o governo elevou o Custo Variável Unitário (CVU) dos empreendimentos térmicos para R$ 250 o MWh ante os R$ 150 estipulados anteriormente, para atrair investimentos e viabilizar projetos mais caros, como os que dependem de Gás Natural Liquefeito (GNL), importado.
Hoje o Brasil tem baixa disponibilidade de gás natural e depende, no curto prazo, do GNL. “Com esse preço, deveremos viabilizar térmicas, nesse primeiro momento com GNL, depois com o pré-sal e a exploração do gás não convencional poderemos diversificar”, diz Mauricio Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisas Energéticas.
Para Ieda Gomes, diretora da Energix Strategy, há dúvidas se o preço do governo fechará a conta dos investidores. “Há uma diferença que não fecha”, afirma. A maior dependência das chuvas no setor elétrico tem trazido maior instabilidade ao setor de gás. A capacidade das usinas térmicas a gás natural instaladas no país deverá atingir 11,4 mil MW no fim do ano, o que representa um terço da potência instalada térmica no Brasil e 9,3% da geração elétrica.
Em 2011, o setor industrial respondeu por dois terços do gás consumido no país, sendo que o setor elétrico consumiu 17%. Dois anos depois, o setor elétrico representou 43% do consumo, e a indústria, 46%. Em fevereiro de 2012, foram despachados 11,7 milhões de metros cúbicos diários de gás para as térmicas que geravam energia. Em 2013, a média mensal de envio chegou a 38,91 milhões de metros cúbicos diários. Em maio desse ano, foram 49 milhões de metros cúbicos por dia, quase dez vezes mais que o apurado em 2009.
“Esse consumo irregular do setor elétrico torna muito difícil a vida dos empreendedores para firmar contratos de longo prazo, isso é um grande problema”, diz Ieda. Para ela, será preciso desenvolver uma política de médio e longo prazo para o gás natural ganhar inserção na matriz elétrica nacional. “Há uma crescente necessidade de back-up das térmicas no setor elétrico, mas isso será de gás natural ou de óleo combustível? Não existem incentivos claros e indicações de aonde se quer chegar”.
Outra incerteza sobre o mercado de gás é a Bolívia. Hoje o Gasbol responde pelo envio de cerca de 30 milhões de metros cúbicos diários. O contrato entre Brasil e o país vizinho expira em 2019, mas há dúvidas se os bolivianos terão capacidade de honrar o contrato, já que desde 2005, com a nacionalização das reservas e a fuga de empresas estrangeiras, a produção estaria estagnada e com dificuldades de ser resposta.
A maior necessidade das térmicas a gás natural para dar segurança ao sistema elétrico tem efeito direto sobre o setor industrial, grande consumidor do insumo. “Existe uma gigantesca dificuldade de se firmar contratos firmes de gás natural, além do preço ser exorbitante”, diz Lucien Belmonte, superintendente da Associação Brasileira da Indústria do Vidro. (Valor Online)
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