Por Luciano losekann
Até a construção do gasoduto Bolívia-Brasil (GasBol), o gás natural era encarado como um combustível inadequado para a utilização em termelétricas no país, já que sua disponibilidade era limitada, devendo ser orientado para usos mais nobres, como industrial e insumo. Desde então, a difusão de termelétricas a gás natural no Brasil tem alternado fases de expansão e estagnação. Nesse artigo, são identificadas cinco fases. São características marcantes dessa trajetória as dificuldades de conciliar os níveis distintos de maturidade dos setores de eletricidade e gás natural e o papel da Petrobras como fornecedora de combustível e proprietária de termelétricas.
Fase 1 – Perspectivas frustradas – 1997 – 1999
No final dos anos 1990, a perspectiva dominante era de um rápido deslanche de termelétricas a gás no Brasil. A difusão da tecnologia de turbinas a gás em ciclo combinado propiciara ganhos significativos de eficiência e vários países experimentaram um boom de expansão. No Brasil, a liberalização da geração de eletricidade criou a expectativa de que as termelétricas a gás seriam a oportunidade para a entrada de empreendedores privados, já que o prazo de maturação de investimentos é mais curto que o de hidrelétricas. As termelétricas teriam o papel de ancorar o desenvolvimento do mercado de gás, o que era essencial para justificar a construção do GasBol.
Nesse momento, para o sistema elétrico, a expansão da geração, que vinha estagnada por um longo período, era crucial. No entanto, a aposta principal, que consistia em investimentos privados em geração termelétrica, não se cumpriu. Uma combinação de fatores comprometia a atratividade desses investimentos (Losekann, 2003). Em primeiro lugar, havia o risco cambial, uma vez que o preço do gás natural era reajustado trimestralmente e a eletricidade, anualmente. Ainda que o reajuste do gás contemplasse outros componentes, o câmbio era a principal preocupação de investidores em uma conjuntura macroeconômica incerta. No final dos anos 1990, a economia brasileira enfrentava os efeitos da crise asiática de 1997 e, posteriormente, a desvalorização cambial com o abandono do câmbio fixo.
Outro obstáculo para o investimento em termelétricas a gás natural era o processo de privatização do setor elétrico brasileiro. A possibilidade de adquirir ativos em operação era uma alternativa mais atrativa do que investir em projetos que levam tempo para gerar receitas em uma conjuntura de elevado custo de capital. A taxa básica de juros no período 1997 a 1999 era de 27% a.a., ou 22% a.a. em termos reais.
Por último, apesar da necessidade de agregar capacidade ao sistema de geração ser evidente, as distribuidoras de eletricidade estavam sobre contratadas. Como a energia assegurada considerada para definir a disponibilidade de contratação das hidrelétricas estava sobre dimensionada, as distribuidoras contavam com contratos para atenderem seus mercados e novos geradores enfrentavam dificuldade para vender sua energia. O relatório da Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica (2001) aponta que o sobre dimensionamento da energia assegurada das hidrelétricas foi o principal determinante do esvaziamento dos reservatórios brasileiros e do racionamento de eletricidade de 2001.
Fase 2 – Difusão incentivada – 2000 – 2004
No início de 2000, a necessidade de expansão da capacidade de geração de eletricidade se tornou mais premente, face a deterioração da segurança de abastecimento. Em dezembro de 1999, os reservatórios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste alcançaram o nível de 20%, valor inferior ao de 2000, ano que antecedeu o racionamento.
Nesse contexto, em fevereiro de 2000, o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT) foi lançado por meio do Decreto n.º 3.371 e pela Portaria MME n.º 43. O PPT tinha a meta de aumentar a capacidade de geração de energia no País em mais de 15 GW. O programa inicialmente contemplava 55 usinas, com capacidade total de 19,4 MW, sendo 91% de térmicas a gás natural e 9% de outros combustíveis.
O PPT estabeleceu condições atrativas para investimentos em termelétricas a gás natural: (i) preço especial do gás natural para as térmicas do programa reajustado anualmente[1], (ii) garantia de compra da eletricidade pelas distribuidoras e (iii) linha especial de crédito pelo BNDES. Ainda assim, foi necessária a forte participação da Petrobras e o relaxamento do limite de integração vertical entre geração e distribuição (self dealing) para levar a frente os investimentos. Do conjunto inicial do programa, 22 usinas termelétricas a gás entraram em operação, adicionando 9,2 GW de capacidade instalada[2]. (…) continua no Blog Infopetro.
FRANCISCO CARLOS SIVA
12 de julho de 2022 11:37 pmGoataria de saber qual o consumo de gãs natural em uma termoelétrica e suas emissões em concentração, ( mg/Nm3) e o consumo especifico.
Att Francisco Carlos Silva