25/04/2013 - Energia Elétrica no Brasil: Contexto Atual e Perspectivas - Portal PCH

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25/04/2013 - Energia Elétrica no Brasil: Contexto Atual e Perspectivas

A energia é um tema estratégico da comunidade internacional desde a década de 1970/80, inserida no conceito de desenvolvimento sustentável e de um uso mais eficiente dos recursos naturais do planeta. Na verdade, o tema ganhou importância, no século passado, com o surgimento de novos atores e uma competição acirrada pelos recursos naturais e econômico/financeiros mundiais, além da perene busca pela segurança energética, essencial para o desenvolvimento.

Este artigo enfoca a energia elétrica no Brasil e as suas peculiaridades no novo modelo institucional do setor elétrico nacional. Em específico, após apresentar um breve panorama do setor de energia elétrica, algumas questões relevantes do tema são tratadas, considerando o seu desenvolvimento no futuro.

Assim, serão abordados os seguintes tópicos: aspectos macroeconômicos, modelo institucional do setor elétrico nacional, operação e expansão do sistema elétrico nacional, aspectos técnicos, ambientais e financeiros, consumidor de energia elétrica, considerações gerais e conclusões.


Aspectos Macroeconômicos

O mundo consumiu, em 2011, cerca de 13 bilhões de tep (toneladas equivalentes de petróleo), representando 48 vezes a demanda brasileira de energia. Deste montante, 81% são oriundos de combustíveis fósseis, responsáveis por emissões de CO2 da ordem de 31 bilhões de toneladas, 65% das emissões globais mundiais.

Uma expressiva fração da demanda mundial de energia, mais precisamente 37%, ou 4,8 bilhões de tep, foi destinada à geração de energia elétrica, resultando em 22 mil terawatts/hora (TWh) gerados, equivalentes a 39 vezes o montante gerado no Brasil.

Entre todas as formas secundárias de energia, a eletricidade é a que melhor se adapta e se insere na vida moderna. De fato, a energia elétrica é a fonte mais nobre e mais versátil, estando presente em todos os usos energéticos finais dos consumidores. É, certamente, a que mais contribui para o desenvolvimento e o bem-estar da sociedade.

Isto se evidencia quando se considera que, no período 1973/2010, para que o Produto Interno Bruto (PIB) mundial se elevasse, em média, 3,2% ao ano, o consumo de energia elétrica apresentou uma taxa, mais elevada, de 3,5%, diante do valor de apenas 2% para o consumo energético total. Assim, em termos mundiais, a energia elétrica apresentou um crescimento superior aos da economia e da energia total. Nos países que não fazem parte da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), incluindo o Brasil, a maioria em desenvolvimento, as taxas de crescimento do consumo energético e de eletricidade foram de 3,1% e 4,8%, respectivamente, bem superiores aos valores mundiais, refletindo o crescimento econômico acelerado destes países quando comparados com os da OCDE, com taxas de apenas 1,0% e 2,6%, respectivamente.

Na comparação com o crescimento do PIB, verifica-se que, no mesmo período considerado, a elasticidade renda do consumo de eletricidade foi de 1,09 no mundo, 1,12 nos países não OCDE e de 1,00 nos países da OCDE. A elasticidade quase unitária demonstra a forte relação da energia e da eletricidade com a economia. Um país que não tenha acesso a fontes de energia competitivas e tecnologias de transformação apropriadas tem sérias dificuldades para promover seu desenvolvimento.

De acordo com a Agência Internacional de Energia (AIE), cerca de 1,3 bilhão de pessoas, 18% da população mundial, ainda não têm acesso à eletricidade. Isto indica que esta fonte energética deverá ter uma expansão acentuada nas próximas décadas.

Diversos estudosmostramque a demanda de eletricidade mundial, nas próximas décadas, poderá crescer a taxas superiores a 2% ao ano, diante de apenas 1% para a demanda total de energia. A elasticidade renda do consumo de energia elétrica estaria, assim, abaixo de 1,0, devido ao compromisso com o desenvolvimento sustentável que se visualiza, no futuro, para o mundo, bem como o uso mais eficiente dos recursos naturais do planeta, inclusive a energia.

Os mesmos estudos indicam, ainda, que a economia mundial poderia apresentar um crescimento próximo a 3%, em função das perspectivas para os países em desenvolvimento, incluindo aqueles menos desenvolvidos da África.

No Brasil, o consumo de eletricidade cresceu a uma taxa média de 5,8% ao ano, de 1973 a 2011, enquanto a demanda total energética foi de 3,2%, e o PIB, de 3,4%, valores bem superiores aos verificados no mundo. O consumo residencial, no Brasil, evoluiu, em média, 6,3%, enquanto o industrial, 4,0%, evidenciando um maior uso social da energia.

Nos próximos dez anos, o planejamento energético do MME, considerando os estudos do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2021, indica uma taxa média de crescimento de 4,9% ao ano para o consumo de eletricidade e para a demanda total de energia, num cenário de PIB de 4,7% ao ano. Embora as premissas sejam de crescimento moderado dos setores intensivos em energia, a Copa do Mundo de 2014, as Olimpíadas de 2016 e o desenvolvimento do pré-sal deverão alavancar o crescimento da demanda de energia.

Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro

Em 2004, o governo federal lançou as bases de um novo modelo institucional, um novo marco regulatório para o setor elétrico brasileiro, sustentado pelas Leis nº 10.847 e 10.848, de 15 de março de 2004, e pelo Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.

Em termos institucionais, o novo modelo definiu a criação de uma entidade responsável por estudos relacionados ao planejamento energético, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), um órgão com a função de avaliar permanentemente a segurança do suprimento de energia elétrica (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE) e uma instituição para celebrar os contratos de comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE), não mais como um mercado spot de energia, mas sim como um mercado de liquidação de diferenças.

O Operador Nacional do Sistema (ONS), entidade de direito privado sem fins lucrativos, é, no novo modelo, responsável por coordenar e controlar a operação das instalações de geração e de transmissão do Sistema Interligado Nacional, objetivando otimizar a geração conjunta do sistema hidrotérmico, visando à segurança energética e à minimização dos custos da energia elétrica para os consumidores.

A atuação da Aneel, agência reguladora independente, foi priorizada nos seus diversos papéis, em especial os de regulação, de fiscalização e do estabelecimento das tarifas, de forma a preservar o equilíbrio econômico-financeiro dos agentes e proteger os consumidores quanto aos custos da energia fornecida.

Finalmente, destaca-se a importância do Conselho Nacional de Políticas Energéticas (CNPE),conselho interministerial consultivo da Presidência da República, que tem como principais atribuições a definição de diretrizes e a aprovação das políticas energéticas formuladas e propostas pelo Ministério de Minas e Energia.

O novo modelo institucional do setor de energia elétrica, estabelecido em 2004, a partir de um amplo debate, durante o ano de 2003, com os agentes do setor energético nacional, encontra-se em pleno funcionamento por quase uma década, com resultados amplamente positivos. Os seus três objetivos principais são: segurança do suprimento energético, modicidade tarifária e universalização do atendimento.

Para atingir o primeiro objetivo, segurança energética, foi fundamental a retomada das competências do Estado na elaboração das atividades de planejamento do setor energético nacional. A obrigatoriedade de contratação de energia no longo prazo (100% nos próximos cinco anos), para a totalidade do mercado cativo das distribuidoras, foi também importante para garantir a segurança do suprimento de energia elétrica. Esta contratação deve ser efetivada com agentes de geração que comprovem lastros físicos (garantia física) das suas usinas, em montantes equivalentes aos mercados atendidos.

A experiência desenvolvida na retomada do planejamento energético, com visão estratégica de longo prazo, analisando todos os energéticos, mostrou-se extremamente valiosa para orientar, dentro de critérios técnicos, econômicos e ambientais, as trajetórias de desenvolvimento dos sistemas energéticos nacionais. Isto tem contribuído, de forma significativa, para o estabelecimento das alternativas energéticas mais vantajosas para o País, dentro do conceito de desenvolvimento sustentável, com uma oferta de energia, com qualidade e preços adequados, considerando os aspectos ambientais dos empreendimentos e com responsabilidade social.

Para atingir o segundo objetivo, a modicidade tarifária, decidiu-se estimular a competição entre os agentes pela construção das usinas geradoras e dos sistemas de transmissão, por meio de leilões pelo menor preço, mais eficientes e econômicos. No período 2005/2012, nos leilões de geração para a contratação de energia nova, sem considerar as hidrelétricas de Jirau, de Santo Antonio e de Belo Monte, os preços de contratação da energia apresentaram reduções, ao longo dos sete anos, em valores constantes de dezembro/2012, de R$ 175,16 para R$ 91,25, evidenciando a competição e os ganhos quanto à modicidade tarifária. No caso da transmissão, o deságio médio atingiu, no mesmo período, valores médios de 24%.

Os leilões dos empreendimentos de geração e de transmissão de energia elétrica, além de contribuir para a modicidade tarifária, são fundamentais para a implantação dos programas de obras. A expansão dos sistemas energéticos se viabiliza após a licitação, com os leilões dos empreendimentos. São, então, definidos os contratos de compra e venda da energia, entre os agentes de geração e de distribuição, com garantias de recebimento das receitas financeiras previstas nos contratos, o que reduz as incertezas para o empreendedor. Isto disponibiliza capitais públicos e privados e facilita a obtenção dos financiamentos de instituições financeiras, como o BNDES e outras, para a implantação dos diversos empreendimentos do setor elétrico. Assim, a expansão do sistema de geração e de transmissão tem sido viabilizada, acompanhando a evolução das demandas dos consumidores, preservando a segurança energética do suprimento ao mercado, ao longo dos anos no futuro.

Finalmente, com relação ao terceiro objetivo, universalização do atendimento, o Programa Luz para Todos, praticamente já concluiu o atendimento, com energia elétrica, de toda a população brasileira, neste ano de 2013.

Em relação à comercialização de energia, foram instituídos dois ambientes para celebrar os contratos de compra e venda: o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), do qual participam Agentes de Geração e de Distribuição; e o Ambiente de Contratação Livre (ACL), do qual participam Agentes de Geração, Comercializadores, Importadores e Exportadores e os Consumidores Livres.

Fazem parte do ACR todas as empresas concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica do Sistema Interligado Nacional, que são obrigadas a comprar energia nos leilões, num processo licitatório.

O ACL, ou Mercado Livre, é onde se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica, por meio de contratos bilaterais com condições, preços e volumes livremente negociados entre os consumidores livres e os agentes que atuam neste mercado. O consumidor livre, assim como no ACR, também deve apresentar, por razões de segurança energética, contratos que tenham lastros físicos (garantia física) nas usinas dos seus fornecedores para atendimento de 100% de seu consumo energético.

Operação e Expansão do Sistema/Aspectos Técnicos e Ambientais

Da oferta total de energia elétrica de 2011, no montante de 569 TWh, cerca de 90% transitaram nas linhas de transmissão e distribuição do Sistema Interligado Nacional (SIN). Outros 8% corresponderam a consumo próprio de autoprodutores, sem uso da rede elétrica pública. Os 2% restantes corresponderam aos Sistemas Isolados do Norte do Brasil.

O Sistema Interligado Nacional está organizado em submercados, necessários para uma melhor precificação da energia, considerando sinais locacionais relacionados com a capacidade de transferência de energia entre regiões e centros de geração e de carga. Isto permite uma melhor visão dos custos da transmissão, considerando sua extensão e a localização da geração em relação aos centros de carga. Dentro de cada submercado, considera-se apenas um custo marginal de operação, base para a fixação dos custos da energia na fase de operação. Atualmente, o Sistema Interligado Nacional está dividido em quatro submercados: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte (interligado) e Nordeste, havendo um preço de liquidação das diferenças (PLD) para cada região.

O Sistema Interligado Nacional compõe-se de mais de 100 mil km de linhas de transmissão, acima ou igual a 230 kilovolts (kV), a denominada rede básica, cujo planejamento da expansão e da operação considera um despacho centralizado, fundamental para a otimização da geração hidrelétrica do sistema.

No que concerne à energia elétrica, o Brasil apresenta, neste início da década 2010/2020, uma matriz de oferta com alta presença de fontes renováveis, acima de 85%, o que contrasta com a média mundial, de apenas 19%. A maior parcela da energia elétrica gerada no Brasil tem procedência de empreendimentos hidrelétricos, que respondem por cerca de 70% da capacidade instalada do País, com mais de mil usinas em operação, nesta década.

A segunda maior modalidade de geração elétrica do País é a térmica, responsável por cerca de 30% da capacidade instalada, sendo 10% a gás natural, 8% a biomassa, 6% a óleo, 2% a carvão mineral, 2% nucleares e 1% a gás industrial residual. Outras modalidades de geração, com participação ainda reduzida, são a eólica e a solar.

O sistema de transmissão, entre as diversas regiões e bacias hidrográficas do País, está planejado e dimensionado para permitir, na operação, a transferência de grandes blocos de energia entre estas regiões. Isto viabiliza o aproveitamento da diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas, bem como as sazonalidades de geração presentes no sistema, objetivando a otimização da produção de energia elétrica total.

Em especial, sabe-se que a geração das hidrelétricas pode ser ampliada pelo aproveitamento dos diferentes regimes hidrológicos das distintas bacias hidrográficas nacionais, através dos sistemas de transmissão entre suas usinas. Esta transmissão, além de transportar a energia gerada para os centros de carga/consumo, otimiza a geração hidrelétrica conjunta, através da transferência de energia excedente de usinas de bacias hidrográficas com regimes hidrológicos favoráveis para outras em condições desfavoráveis. Esta operação proporciona uma elevação de até 20% na geração de energia do conjunto de usinas, quando comparada com a obtida sem a coordenação de um despacho centralizado. Esta característica torna a opção hidrelétrica no Brasil mais vantajosa, pois, além de proporcionar uma redução nos custos da energia produzida, devido ao aumento da geração hidrelétrica, contribui para elevar a confiabilidade do suprimento.

Afora o importante papel desempenhado pelo Sistema Interligado Nacional, importa pontuar algumas considerações sobre a natureza do sistema hidrotérmico brasileiro. A expansão e a operação do sistema hidrotérmico nacional tem características que o diferenciam dos demais sistemas existentes no mundo, em particular dos de geração térmica. A particularidade está relacionada com a operação dos reservatórios, quanto à elevação ou à redução do estoque de armazenamento de água, ao longo dos ciclos plurianuais dos regimes hidrológicos, períodos úmidos e secos dos rios.

A redução do estoque de água nos reservatórios, com sua operação de “deplecionamento”, através da elevação da sua geração, com o objetivo de minimizar os custos do combustível da geração térmica, pode resultar, no futuro, em uma dificuldade de suprimento, caso ocorra uma seca severa. Isto pode implicar um suprimento de custo muito elevado, devido ao combustível da geração térmica necessária ou, eventualmente, num caso extremo, num racionamento de energia. Se, por outro lado, preservamos as reservas de energia hidráulica com a manutenção de um estoque elevado de água nos reservatórios, com um uso mais intenso de geração térmica – e as afluências futuras são elevadas -, podem ocorrer vertimentos (água pelos vertedouros dos reservatórios), sem a produção de energia, o que representa um desperdício e um aumento dos custos operacionais. A operação do sistema hidrelétrico brasileiro é, portanto, acoplada no tempo, pois a decisão adotada, num determinado momento, afeta o suprimento e o custo da geração futura, ao contrário dos sistemas de geração térmica, em que ocorre uma independência temporal, entre a geração atual e futura. Adicionalmente, o sistema hidrelétrico nacional é, evidentemente, acoplado no espaço, decorrente do arranjo das usinas nas cascatas dos diversos rios.

Com relação aos desafios para expandir o sistema gerador, inicialmente, deve-se considerar a identificação das fontes de baixo custo, priorizando a modicidade tarifária quanto ao segmento de geração, que representa custos da ordem de 50% nos valores finais das tarifas.

As fontes mais adequadas para a expansão do sistema gerador nacional, nos próximos 10 a 15 anos, são a hidráulica, a eólica e a térmica a bagaço de cana-de-açúcar (geração a gás natural será comentada posteriormente). Essas três fontes apresentam as seguintes características, que justificam estas prioridades: 1) grande disponibilidade de recursos energéticos; 2) competitividade econômica vantajosa em relação às outras opções; 3) tecnologia nacional dominada para seu completo aproveitamento, fases do planejamento, do projeto, da implantação das obras civis e da montagem dos equipamentos, da operação/manutenção, da fabricação de equipamentos e do gerenciamento completo do desenvolvimento do empreendimento; 4) viabilidade ambiental vantajosa, quando comparada com as demais alternativas energéticas; 5) baixas emissoras de gases de efeito estufa; e 6) outros usos distintos da produção de energia elétrica, particularmente no caso da hidrelétrica (uso múltiplo do recurso hídrico) e da cana-de-açúcar (produção de etanol).

A seguir, apresentam-se alguns aspectos relacionados com estas três fontes primárias para a produção de energia elétrica no Brasil.

-Hidroeletricidade: a hidroeletricidade foi priorizada, no Brasil, desde a década de 1960, com a atuação da Eletrobras, sendo a mais adequada fonte energética para produção de eletricidade no País. No contexto atual, é a fonte mais econômica, com custos da energia produzida, considerados pelo planejamento, na faixa de R$ 80,00/megawatt-hora (MWh), em grandes usinas na região Norte, a R$ 120,00/MWh.

O potencial hidrelétrico brasileiro é de 260 gigawatts (GW); é o quarto do mundo, atrás do da China, da Rússia e dos Estados Unidos, sendo estes dois últimos ligeiramente superiores ao brasileiro. Deste total, os estudos de planejamento consideram cerca de apenas 160 a 180 GW, como aproveitável, até o ano 2030. Os 80 a 100 GW adicionais, por razões ambientais, considerando a legislação atual sobre o tema, apresentam dificuldades para o seu aproveitamento. Estes 80 a 100 GW encontram-se localizados em terras indígenas, em parques nacionais, em reservas florestais e de preservação ambiental e apresentam dificuldades para o seu aproveitamento, considerando a atual legislação ambiental nacional. Em várias destas áreas ou regiões, não é permitido desenvolver estudos de inventário e de viabilidade das bacias hidrográficas e das usinas hidrelétricas.

O planejamento da expansão da oferta de energia elétrica no Brasil priorizou a exploração do potencial de geração hidrelétrica disponível nas bacias hidrográficas das regiões Sudeste, Sul e Nordeste, onde a infraestrutura para o seu aproveitamento era de mais fácil acesso. O potencial remanescente, além de situar-se em bacias hidrográficas mais distantes dos grandes centros de consumo está, em grande parte, localizado na Região Norte, que apresenta pouca declividade, com rios que se caracterizam como de planície. Neste sentido, torna-se difícil planejar e construir grandes reservatórios de regularização plurianual, nos rios da Região Norte, pela inexistência de locais adequados sem implicar áreas inundadas excessivas, com profundidades médias reduzidas.

Considerando que cerca de 40% do potencial hidrelétrico nacional encontra-se na Região Norte/Amazônica, e que a grande parcela não foi ainda aproveitada, o prosseguimento do programa hidrelétrico no Brasil passa pela construção de usinas nos rios da Região Norte, como está ocorrendo com os empreendimentos dos rios Madeira, Xingu e, futuramente, o baixo Tapajós. Estas usinas estão distantes dos principais centros de carga do País, o que exige sistemas de transmissão de longa distância, da ordem de 2.500 km. A alternativa geração/transmissão das usinas da Amazônia é competitiva com outras opções de geração próximas dos centros de carga/consumo do Sistema Interligado Nacional.

Neste contexto, é importante destacar o conceito de Usinas Hidrelétricas Plataformas para os futuros empreendimentos localizados em áreas com baixa ou nenhuma ação antrópica. Este conceito “consiste em uma metodologia para planejar, projetar, construir e operar um aproveitamento hidrelétrico ou um conjunto de aproveitamentos hidrelétricos situados em espaços territoriais legalmente protegidos ou aptos a receberem proteção formal e em áreas com baixa ou nenhuma ação antrópica, de modo que sua implantação se constitua em um vetor de conservação ambiental permanente”.

A consideração do conceito de Usinas Hidrelétricas Plataforma será relevante para o aproveitamento de parte do potencial hidráulico remanescente da Região Norte, nas áreas de baixa ou nenhuma ação antrópica, reafirmando o compromisso com o desenvolvimento sustentável nacional.

Além da produção de energia, a usina hidrelétrica exibe inúmeras outras externalidades positivas (pesca, turismo, controle de cheias, uso consuntivo, irrigação e outros), sendo um forte vetor de desenvolvimento das regiões onde são implantadas.

Finalmente, uma vantagem adicional das hidrelétricas, em contraposição aos empreendimentos termoelétricos, refere-se ao período de operação e de funcionamento da usina ser muito superior aos 30 anos adotados nas avaliações econômicas. No longo prazo, uma usina hidrelétrica estará totalmente amortizada e terá exclusivamente custos de operação/manutenção, cerca de 15% a 20% (dependendo da usina) do custo total da energia produzida, quando se consideram os montantes totais de investimento e operação/manutenção. Assim, no longo prazo, o custo da energia produzida pelo parque hidrelétrico será decrescente, atingindo patamares bem inferiores aos das demais fontes energéticas. Isto já está ocorrendo no Brasil com as usinas hidrelétricas parcialmente ou totalmente amortizadas, conforme a legislação referente às usinas com final dos contratos de concessão entre 2015 e 2017 (Medida Provisória 579, transformada em Lei nº 873, em 14/01/2013). No mais longo prazo, o parque gerador hidrelétrico nacional terá exclusivamente custos de operação e manutenção, o que dará ao Brasil uma grande vantagem comparativa com os demais países do mundo, na medida em que se poderá dispor de um suprimento de energia elétrica com custos bastante competitivos.

Em 2013, cerca de 30% da parcela do potencial hidrelétrico nacional, considerada pelos estudos de planejamento como aproveitável, encontra-se em operação ou em fase de implantação. Os 70% restantes deverão ser desenvolvidos no horizonte até 2025/2030, dependendo do cenário de evolução da economia nacional e do contexto das questões socioambientais neste período.

-Biomassa da Cana-de-Açúcar: o programa da agroenergia foi iniciado em meados da década de 1970, com o Proálcool. Ele foi concebido como uma alternativa para reduzir a dependência do País do petróleo, que representava, na época, importações em patamares superiores a 80% das necessidades nacionais deste energético.

O projeto de produção e utilização do etanol e da biomassa, na forma de bagaço da cana-de-açúcar, é um programa energético com viabilidade técnica, econômica e ambiental comprovada. Trata-se do único programa de grande porte no mundo de uma fonte renovável de combustíveis líquidos, não derivados do petróleo, com baixa emissão de gases de efeito estufa. Além do emprego do etanol, no setor de transporte, substituindo a gasolina em veículos leves, o bagaço da cana-de-açúcar é utilizado na produção de calor e eletricidade, em cogeração eficiente, na indústria do açúcar e do álcool, com excedentes supridos ao sistema elétrico, em condições competitivas com os custos marginais de expansão do parque gerador nacional.

A agroenergia, no caso brasileiro, não compete com a produção de alimentos, em função das disponibilidades atuais e futuras de áreas para produção de alimentos e de energia, considerando as dimensões continentais do País. Outro aspecto importante a destacar é que o cultivo atual e futuro da cana-de-açúcar está localizado em áreas distantes dos ecossistemas que o País deve preservar, como por exemplo, a floresta tropical úmida amazônica e o pantanal. As áreas utilizadas para o cultivo da cana-de-açúcar encontram-se no Sudeste e no Nordeste, distantes mais de 2 mil km destes ecossistemas.

A geração da biomassa/bagaço, em função da safra de cana-de-açúcar, não é contínua ao longo do ano, ocorrendo meses sem geração, fora dos períodos da safra. Este tipo de suprimento não contínuo pode ser incorporado ao sistema gerador hidrelétrico nacional através de medidas de operação, com a utilização dos reservatórios, que desempenham um papel de armazenar, na forma de água, esta energia. A safra de cana-de-açúcar ocorre nos períodos secos do ano, de baixas vazões nos rios, caracterizando uma complementação da geração da biomassa com a das hidrelétricas, o que facilita a integração da geração de energia desta fonte de biomassa ao Sistema Interligado Nacional.

Em 2011, a geração térmica a bagaço de cana, para o Sistema Interligado Nacional, alcançou 10 TWh e estima-se que, em 2021, possa alcançar 40 TWh . Nos estudos de planejamento, esta fonte energética tem um custo de referência na faixa de R$ 130,00 a R$ 150,00/MWh.

-Energia Eólica: a fonte eólica para produção de energia elétrica iniciou o seu desenvolvimento no Brasil a partir do Proinfa, em 2005, juntamente com as Pequenas Centrais Hidrelétricas e a biomassa/bagaço. Naquela ocasião, a eólica apresentava o maior custo por unidade de energia produzida, valor que com a atualização monetária alcança atualmente patamares superiores a R$ 300,00/MWh.

No período 2005/2008, em função da evolução tecnológica, torres mais altas, de 50 e até mais de 100 metros, elevação da capacidade unitária dos geradores e economias de escala, além do fato de os ventos no Brasil serem muito favoráveis, os custos reduziram-se significativamente. Enquanto na Europa se observam fatores de capacidade da ordem de 30%, no Brasil encontramos sítios com até 50% para este parâmetro. Além disso, os ventos apresentam-se constantes com alto grau de previsibilidade, reduzindo os custos de manutenção.

A eólica apresenta uma complementariedade com a geração hidrelétrica, pois os ventos são mais favoráveis nos períodos de baixas vazões nos rios. Adicionalmente, a energia produzida pode ser armazenada nos reservatórios através de medidas operativas.

Esta alternativa deve se desenvolver de forma sustentável nos próximos anos, devendo ser a fonte de maior evolução na participação da matriz de energia elétrica nacional. Nos últimos leilões, a energia eólica apresentou custos no patamar de R$ 100,00/MWh. Atualmente, é a segunda fonte em competitividade no País, depois da hidrelétrica.
No que concerne à geração a gás natural, ciclo combinado, trata-se de uma alternativa que o País poderá adotar com vistas à produção de energia elétrica, condicionada a oferta do combustível a preços competitivos. Neste sentido, são favoráveis as perspectivas de ocorrência de reservas de gás natural, convencional e não convencional, em terra, como exemplo nos seguintes locais: Parnaíba (PI/MA), São Francisco (BA), Parecis (MT), Paraná e outros. Em 2013, planejam-se rodadas de licitações de blocos exploratórios de gás natural ainda nesta década, o que viabilizaria usinas térmicas operando próximas aos poços, com geração para o Sistema Interligado Nacional.

Com relação à expansão do sistema gerador, nos próximos dez anos, até 2021, o País necessita, considerando a autoprodução na indústria, de um montante de 80 mil MW (8 mil MW por ano). A prioridade é para a hidrelétrica (46%), a eólica (18%) e a biomassa do bagaço de cana-de-açúcar (13%). Estas três fontes seriam responsáveis por 76% da expansão do sistema gerador nos próximos dez anos.

As demais fontes estariam dentro da política de diversificar a matriz de energia elétrica, sendo constituídas de: geração a gás natural, com 15% de participação, e as demais, geração térmica a derivados de petróleo (leilões realizados na década passada), a carvão mineral e nuclear (Angra III). A capacidade instalada nacional, incluindo a autoprodução, necessária em 2021, atinge 197 GW. Com a parcela de Itaipu-Paraguai, a oferta total supera os 200 mil MW. Cerca de 60% do total necessário ao atendimento do mercado, nos próximos dez anos, sem a consideração da autoprodução, já se encontra contratado.

No horizonte 2011/2021, verifica-se um equilíbrio estrutural satisfatório entre a oferta e a demanda de energia, com sobras, ao longo de todo o período decenal, considerando as garantias físicas das diversas usinas do sistema gerador e as cargas previstas.

Em 2013, em função da hidrologia desfavorável nas principais bacias hidrográficas do Sistema Interligado Nacional, foi necessária uma maior operação das térmicas, utilizando derivados de petróleo. É importante destacar que a operação do sistema hidrotérmico nacional considera a disponibilidade das térmicas nas hidrologias desfavoráveis, com prioridade para a segurança energética. Assim, na operação do sistema, são consideradas a curva de aversão ao risco e o nível meta, de modo a despachar as térmicas de custo mais elevado, fora da ordem de mérito econômico. O sistema Interligado Nacional está bem atendido, não se visualizando desequilíbrio entre a oferta e a demanda de energia elétrica.

Operação e Expansão do Sistema/Aspectos Financeiros

O grande desafio do setor elétrico é viabilizar sua expansão física, com os elevados investimentos públicos e privados necessários à implantação dos empreendimentos, que são de alta capitalização e com longo prazo de maturação. O Brasil dispõe, atualmente, de regras claras e estáveis, estabelecidas por leis e decretos, constituindo-se num marco regulatório que promove a expansão física do sistema energético, viabilizando a “energia do amanhã”.

De acordo com o PDE 2021, os investimentos do Setor Energético Nacional, no período 2011/2021, alcançam R$ 1,09 bilhão, correspondentes a 2,3% e a 10,7% do PIB e da FBKF (formação bruta de capital fixo), nesses dez anos, respectivamente. Nesse montante, petróleo e gás natural participam com 68%, energia elétrica, com 25%, e biocombustíveis, com 7%.

No caso do setor elétrico, os investimentos nestes dez anos são da ordem de R$ 270 bilhões (25% do total do setor energético), sendo 20% para geração (51% em hidrelétricas e 30% em biomassa e eólica) e 5% para transmissão. Os investimentos em distribuição não estão considerados nesses montantes.

O BNDES aparece como o agente preponderante no financiamento dos projetos de expansão da infraestrutura energética brasileira, assegurando empréstimos entre 60 e 70% do capital necessário.

Os recursos financeiros, constituídos de próprios dos agentes do setor elétrico e financiamentos, estão sendo disponibilizados em montantes compatíveis com os dos investimentos necessários para a expansão do sistema elétrico nacional, prevista nas atividades de planejamento. Nesse sentido, o Setor Elétrico Nacional não identifica, no curto/médio prazos, restrições financeiras que possam dificultar ou, eventualmente, impedir a implantação dos programas de obras de geração e transmissão necessários a um adequado atendimento aos mercados previstos.

O Consumidor de Energia Elétrica

A tarifa do consumidor residencial vem caindo nos últimos cinco anos. A tarifa média do consumidor residencial evoluiu de R$ 405,00/MWh, em 2007, para R$ 460,00/MWh, em 2012, mostrando incremento de 13%, taxa inferior ao IPC (FIPE) de 29%.

No caso do consumo industrial, considerando o mercado regulado, cativo das distribuidoras, a tarifa média evoluiu de R$279/MWh, em 2007, para R$ 346,00/MWh, em 2012, incremento de 24%, taxa também inferior ao IPC.

No caso do custo da eletricidade na produção industrial, é conveniente separar os setores eletrointensivos dos demais. A maioria da indústria brasileira, que representa cerca de 90% do valor agregado do setor, opera com custos de eletricidade inferiores a 1,5% do respectivo valor da produção.

Alguns setores eletrointensivos operam com margens maiores de custos de eletricidade, o que não significa que sejam necessários subsídios nas tarifas praticadas. Neste caso, cabe o papel do governo de estabelecer políticas industriais que estimulem a verticalização para produtos de maior valor agregado em alguns processos.

De qualquer forma, com a redução das tarifas entre 18% e 32%, (Lei nº 12.873 de 14/01/2013), já em prática em 2013, todos os setores serão beneficiados nos custos com eletricidade.

O Funcionamento das Entidades Setoriais

Os agentes que fazem parte do quadro institucional do setor elétrico brasileiro foram criados com finalidades específicas e sem sobreposição de atividades. No curso de um pouco menos de uma década, os agentes têm fortalecido e adequado os seus instrumentos operacionais e quadros técnicos, com o objetivo de melhor cumprir com seus propósitos.

Podemos afirmar que o MME e os agentes envolvidos, como CMSE, Aneel, ONS, CCEE e EPE, estão convergentes nas ações que permitem um adequado planejamento da expansão do suprimento de energia elétrica e o seu acompanhamento, de maneira a atender a um crescimento econômico sustentável.

Considerações Finais/Conclusões

A economia brasileira, avaliada através do PIB, apresenta índices per capita baixos quando comparados com os de diversos países do mundo, desenvolvidos e em desenvolvimento. O consumo de energia e de energia elétrica per capita do Brasil, como consequência, são também baixos, estando, atualmente, inferiores aos respectivos valores médios mundiais.

Isto significa que o consumo energético nacional, em função da evolução da população e do desenvolvimento econômico e social do País, deverá crescer a taxas semelhantes às dos últimos anos, por longos períodos de tempo. A conservação de energia e os programas de eficiência energética, sempre considerados nos estudos das demandas energéticas futuras, contribuirão para atenuar estas taxas de crescimento. Isto, no entanto, não impedirá que o consumo energético do País se desenvolva a taxas anuais de crescimento, de forma sustentada, nos próximos 10 a 20 anos. Os valores estruturais estariam situados entre 4% e 5% ao ano.

Com relação aos recursos energéticos, o Brasil encontra-se numa situação muito favorável, pois o País dispõe de todas as fontes energéticas primárias, com grandes disponibilidades, quando comparadas às demandas energéticas no longo prazo.

Marcos regulatórios que permitam o desenvolvimento do setor energético de modo pleno são importantes. Nesse sentido, o Brasil dispõe de marcos regulatórios adequados para o setor de petróleo, gás natural e para o setor de energia elétrica.

Em relação à gestão do setor, o governo federal, por meio do Ministério de Minas e Energia, dispõe dos instrumentos necessários para a gestão adequada do setor energético do País, em especial do setor elétrico, destacando-se: 1) estabelecimento de políticas por meio do CNPE; 2) estudos de planejamento com visão de curto, médio e longo prazos; 3) leilões de obras de geração e de transmissão, com garantia de contratação de 100% da demanda, com antecedência de três a cinco anos; 4) monitoramento das condições de atendimento por meio do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), que acompanha o equilíbrio entre a oferta e a demanda de energia elétrica; 5) monitoramento para assegurar o abastecimento nacional de derivados de petróleo, de gás natural e de combustíveis renováveis; 6) rodadas de licitações para blocos exploratórios e campos marginais de petróleo e gás natural e para contratação do biodiesel para atendimento à mistura do diesel mineral.

Alguns resultados podem ser mencionados. O Brasil apresenta 99% de cobertura elétrica residencial, contrastando com a cobertura mundial de apenas 81%. O Programa brasileiro “Luz Para Todos” tem sido exemplo no mundo como facilitador do acesso à eletricidade pela população de baixa renda, que com as tarifas mais baixas terá maior oportunidade de acesso a bens de consumo duráveis.

No que concerne ao necessário compromisso com o planejamento energético, os estudos estratégicos de longo prazo, formuladores das políticas energéticas, estão sintetizados no Plano Nacional de Energia (PNE) 2030, que permite um melhor conhecimento da vida útil dos recursos energéticos no tempo e, adicionalmente, a visualização de oportunidades para formas de energia de maior prazo de maturação, como a nuclear. Assim, estes estudos permitem estabelecer as políticas e as alternativas de expansão do sistema energético nacional, que são definidas no âmbito do CNPE, orientando a expansão do sistema energético nacional.

No médio prazo, desde 2005, o MME vem realizando, de forma regular, os estudos de expansão do suprimento de energia, consubstanciados no PDE, no qual são elencadas as instalações energéticas necessárias para os próximos dez anos, nas áreas de energia elétrica, petróleo, gás, nuclear, carvão e biomassa, o que permite a programação dos leilões no tempo.

Em termos de evolução da matriz de energia elétrica nacional, neste horizonte decenal, visualiza-se uma tendência importante de elevação da participação das fontes renováveis, de 86% para 88%, em contraposição ao valor atual de 19% para a média mundial. Com relação à utilização de combustíveis fósseis, ocorre uma tendência de redução, de 10% para 8%, diante do valor de 68% da média mundial.

Um aspecto importante que diferencia, em muito, o Brasil da maioria dos países, refere-se ao fato de o País ser, atualmente, praticamente autossuficiente quanto ao suprimento das suas demandas energéticas. A participação das fontes nacionais alcançou, em 2012, patamares superiores a 90%, sendo a importação de energia oriunda da parcela paraguaia da Usina Hidrelétrica Binacional de Itaipu, do gás natural da Bolívia, do carvão mineral para a siderurgia e de pequenos intercâmbios elétricos nas fronteiras com os países vizinhos sul-americanos. Com a exploração do pré-sal, que ocorrerá nos próximos anos, o Brasil se tornará um exportador líquido de energia, com a comercialização do petróleo excedente no mercado internacional.

A fonte solar para produção de energia elétrica, com a tecnologia fotovoltaica, não se apresenta competitiva (custo no patamar de R$ 400,00/MWh) com outras opções energéticas do País. Por esta razão, o seu desenvolvimento comercial e sustentável não deverá ocorrer no curto prazo. A redução de custo em nível internacional que tem ocorrido para esta alternativa poderá mudar este quadro.

No horizonte de mais longo prazo, após 2020, é difícil fazer previsões, considerando as incertezas em relação à futura expansão da economia nacional e do papel da energia no contexto econômico e social do País. A evolução tecnológica que deverá ocorrer e as prováveis modificações no modelo de desenvolvimento e no estilo de vida da sociedade terão uma grande influência no comportamento futuro das demandas energéticas. No entanto, algumas tendências poderão ser comentadas:

• O consumo de energia continuará crescendo, provavelmente a taxas mais reduzidas do que as do período até 2020, com valores típicos na faixa de 3%. Isto implicará necessidade de expansão do sistema elétrico brasileiro, na década de 2020 a 2030, em termos de capacidade instalada, em ritmo semelhante ao ocorrido na década anterior. Nos próximos 20 anos, o Brasil teria que expandir o seu sistema de geração em valores anuais de 7 mil a 8 mil MW. Esta expansão estaria dentro da capacidade da economia nacional de realizá-la.

• Na próxima década, 2020 a 2030, ocorrerá o esgotamento do potencial hidrelétrico nacional aproveitável de 160 a 180 GW. Deverão ser acelerados os programas de geração termelétrica, com unidades de baixo custo do combustível, com operação de base.
Neste caso, estariam contempladas: 1) a geração a gás natural, em ciclo combinado, com oferta do combustível em abundância (gás convencional e não convencional nacionais) e preços competitivos para produção de energia elétrica; 2) a geração nuclear, considerando as necessidades futuras desta opção; 3) a geração a carvão mineral, com os recursos energéticos da região Sul e combustível importado para as regiões Nordeste e Sudeste, dependo do desenvolvimento da tecnologia da queima limpa do carvão, por razões ambientais, inclusive os aspectos relacionados com as emissões de CO2.

• As fontes alternativas, que o Brasil possui em grandes quantidades, certamente terão um papel relevante no suprimento das demandas energéticas, após 2020, visualizando-se um desenvolvimento sustentado das mesmas. Os programas de aproveitamento da eólica e da biomassa do bagaço de cana-de-açúcar deverão prosseguir em ritmo semelhante ao ocorrido na década passada. O aproveitamento da energia solar para suprimento de eletricidade, em função da redução dos custos desta alternativa, deverá se desenvolver de forma sustentada, considerando as amplas possibilidades do País.

• Os programas de eficiência energética, com avanços tecnológicos, deverão contribuir para reduzir as demandas de energia sendo, de certa forma, o suprimento de menor custo.

• No horizonte de mais longo prazo, os custos da energia, avaliados pelos marginais de expansão do sistema energético nacional, deverão se elevar, em função de o País ter que disponibilizar empreendimentos energéticos de custos mais elevados./

Fonte: interessenacional.uol.com.br