12 jan 2021

Falta sintonia ao planejamento energético, escrevem Adriano Pires e Bruno Pascon

Gás brasileiro é associado ao petróleo Monetizar: exige demanda garantida PDE 2030 segue sem olhar estratégico

 

Como enfrentaremos os desafios do setor de energia na próxima década?

Com esse objetivo, o Ministério de Minas e Energia colocou em consulta pública a minuta do Plano Decenal de Energia (PDE 2030), que traça o planejamento energético para os próximos 10 anos.

No capítulo sobre a expansão de oferta prevista para o horizonte decenal, a EPE define que a alternativa de menor custo total para o atendimento aos requisitos do sistema se dará através da expansão de fontes renováveis em conjunto com termelétricas totalmente flexíveis. Ou seja, até 2030 a EPE afirma que não será necessário contratar termelétricas inflexíveis. Se repete o erro da ultima década, que ao não se despachar térmicas a gás mais baratas do que as de óleo obrigou o despacho frequente de térmicas fora da ordem do mérito econômico. Isso causou grande volatilidade no PLD e insegurança no abastecimento de energia elétrica.

Com relação ao Gás Natural das Bacias do Pré-Sal, o PDE 2030 apresenta uma análise econômica simplória quanto ao uso mais adequado para o gás natural, principalmente para usinas termelétricas inflexíveis com gás natural proveniente das bacias nacionais. A EPE comete dois erros. O primeiro é não considerar que a maior parte do gás natural brasileiro é associado ao petróleo, logo para monetizar esse gás precisamos criar uma demanda garantida.

O segundo é que os preços do Gás Natural utilizados pela EPE são, no mínimo, questionáveis para efeitos de comparação dos custos totais de expansão e de operação. Isso nos tornará mais dependentes do gás importado, em particular, o GNL e não dará sinal econômico para que ao invés de reinjetar o gás do pré sal se estimule investimentos em infra estrutura para que esse gás seja consumido no Brasil.

Adicionalmente, a concentração na aposta no gás importado não leva em consideração a natureza cíclica da indústria de petróleo, o que já levou mesmo antes da vacina que preços do GNL já retomassem patamares pré-pandemia a partir de Outubro de 2020. E com novo ciclo de commodities se iniciando, as projeções para 2021 são de preços de petróleo acima de US$60/bbl e para gás natural, em particular o Henry Hub, voltando para US$3-3,3/MMBTU.

Portanto, do ponto de vista de planejamento energético é fundamental aferir corretamente o breakeven das fontes de gás natural em terra e mar para que a visão futura de matriz seja construída sem vieses e que não se traduza em considerações sobre oneração de tarifas equivocadas.

Por outro lado, numa direção oposta ao que está escrito no PDE 2030, as Portarias nº. 435 e 436 publicadas recentemente pelo MME estabelecem os cronogramas estimados dos Leilões de Energia Nova e Existentes para os anos de 2021, 2022 e 2023, definindo que os empreendimentos termelétricos poderão competir sem restrição de limite de inflexibilidade operativa. Com certeza, um grande avanço para as diretrizes dos futuros leilões e que certamente beneficiarão os consumidores, uma vez que os vencedores serão os projetos termelétricos com custo mais baixo. O MME trabalha para a aprovação da MP 998 que irá permitir leilões de capacidade. Esses leilões são fundamentais para se dar garantia de abastecimento. No fundo são complementares aqueles das Portarias 435 e 436 que atendem a demanda das distribuidoras.

Como atualmente estamos sobre-contratados existe o risco dos leilões de junho de 2021 terem uma baixa demanda. O de capacidade tem outra função que é a de dar segurança no abastecimento. Não podemos correr o risco de estarmos sobre contratados de energia e termos racionamento por falta de potência. Por outro lado, segundo a minuta do PDE 2030, a contratação de potência através desse mecanismo deveria ser realizada apenas em caso de necessidade explícita observada dentro do horizonte de médio prazo, enquanto modificações legais estruturais do desenho de mercado do setor elétrico brasileiro, como a “separação entre lastro e energia”, não estejam viabilizadas.

Ao comparar as diretrizes do MME com a matriz de geração planejada pela EPE, observa-se facilmente uma divergência de qual rumo da expansão será adotado pelo governo, principalmente em relação à questão das termelétricas inflexíveis. Essa divergência representa uma inadequada sinalização para o empreendedor interessado em investir em geração termelétrica e no desenvolvimento das reservas de Gás Natural offshore e onshore brasileiros.

Ainda segundo o PDE 2030, a segurança elétrica se dará através da expansão considerável da malha de transmissão. Neste ponto, nosso entendimento é que o sistema de transmissão está ficando cada vez mais susceptível à ocorrência de contingências múltiplas com a possibilidade de aumento no número de perturbações severas, com consequentes desligamentos de cargas de grandes proporções. Trata-se de um erro de avaliação, haja vista o ocorrido recentemente no Amapá.

A segurança e a maior rapidez de recuperação do sistema após distúrbios se dá através de geração local. Ainda temos a contradição do PDE colocar a geração distribuída como a terceira principal fonte de suprimento e ao mesmo tempo expandir as linhas de transmissão. Uma das consequências do aquecimento global foi o aumento da frequência e intensidade de adversidades climáticas, em particular tempestades ou secas mais severas, furacões ou ventos de grande velocidade. São vários os episódios de desligamentos de linha de transmissão decorrentes dessa nova realidade como, além do caso do Amapá, o episódio recente do Piauí (48 horas de falta de luz) e mais recentemente em São Luis no Maranhão ou as quedas de linhas de transmissão e distribuição no sul do país.

Portanto o planejamento não pode se abster dessa consideração e voltar a privilegiar a geração próximo dos centros de carga evitando redundância de linhas de transmissão, o que na literatura internacional é entitulada T&D deferral (diferimento de investimentos de transmissão e distribuição). Enquanto baterias não forem economicamente competitivas e com autonomia em número de horas suficiente para serem reservatórios equivalentes, a geração descentralizada por usinas termelétricas permanece como a melhor solução para manutenção da inércia e segurança do suprimento de energia.

Por fim, o PDE prevê a retirada de todas as termelétricas a óleo combustível e diesel do sistema, após o fim de seus respectivos contratos. A retirada destas térmicas sem uma análise de impacto regulatório poderá levar a repetição de eventos como o ocorrido, recentemente, no Amapá. Onde a segurança do sistema não existiu por falta de redundância, já que a EPE havia descomissionado as três térmicas que operavam na região.

No lado da demanda, as considerações de carga do PDE estão defasadas. O ano de 2020 terminou com carga média de 67.240 MW versus uma estimativa do PDE de 65.200 MW, logo uma diferença de 2.000 MW, que equivale a um ano de crescimento de demanda em cenário mais normalizado de atividade econômica. Portanto uma visão mais apurada da demanda, em particular da demanda reprimida que não está refletida nas estimativas das distribuidoras é fundamental.

A versão atual do PDE 2030 continua sem um olhar estratégico para o desenvolvimento do gás natural nacional, tampouco do biogás e excessivamente concentrado em fontes renováveis intermitentes. A combinação disso com a ausência de análise de impacto regulatório da retirada de térmicas do sistema são preocupantes.

As consequências são conhecidas: excessiva oneração da conta de luz e de dependência de variáveis exógenas para o funcionamento do sistema. O planejamento deveria ser ferramenta para reduzir essa dependência e não o contrário.

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