” CARTA DAS TÉRMICAS ” (versão para impressão ^[1])

(ano do apagão se repete ^[2]) (TODOS artigos sobre o apagão ^[3])

Exmo Ministro das Minas e Energia

Sr. Nelson Rubner

O Instituto Virtual Internacional de Mudanças Globais (IVIG) tem participado do debate nacional sobre os problemas de política energética, destacando-se atualmente: a redução do fornecimento de gás natural às distribuidoras de gás do Rio e de S. Paulo, a entrada em operação das termelétricas e o risco de déficit de energia elétrica apontado por setores da indústria. A questão do gás atingiu consumidores veiculares e industriais, motivando o questionamento na Justiça pelo Governo do Estado do Rio de Janeiro, o que mostra a relevância de discuti-la.

Ademais, no momento em que era feito esse relatório, houve o anúncio da descoberta do campo gigante de petróleo Tupi na chamada área de Pré-Sal, de alto potencial petrolífero, motivando a discussão da mudança do regime de concessão do petróleo e gás, comentada em adendo ao relatório encaminhado em anexo.

Esclarecemos que o IVIG foi criado por um projeto da COPPE / UFRJ, com apoio da FAPERJ. Teve o papel histórico de alertar para o elevado risco de déficit de energia elétrica, antes do racionamento de 2001, através de carta ao Presidente Fernando Henrique Cardoso, na qual eram sugeridas medidas que, infelizmente, não foram tomadas a tempo.

De acordo com esta tradição acadêmica, submetemos à sua apreciação o relatório em anexo com o intuito de dar a nossa interpretação ao problema atual, apontando as causas do mesmo e propondo medidas a serem consideradas pelo Governo e discutidas pela sociedade. São as seguintes as recomendações do relatório:

• 1. O Governo Federal deve estabelecer negociações, através do Ministério de Minas e Energia, com os governos do Rio e de São Paulo, com as empresas consumidoras, e com entidades representativas dos proprietários de automóveis a gás, um plano temporário para conter o consumo. Essa medida é preferível à interrupção do suprimento de forma unilateral, o que motivou a demanda judicial com o Estado do Rio de Janeiro, o mais afetado pelo corte em termos percentuais.

• 2. A Petrobrás deve acelerar o aumento da produção nacional de gás e concluir, no prazo anunciado, as instalações de re-gaseificação para permitir a importação do gás natural liquefeito por navios, pois aliviará a pressão da demanda, embora a preços maiores que o gás boliviano. O GNL poderá ser destinado às termelétricas, pois sua flexibilidade é mais adequada ao seu regime de operação no sistema interligado brasileiro.

• 3. Acelerar as obras com atraso no setor elétrico e estimular as fontes alternativas de energia de rápida instalação a custos compatíveis. Deve-se elaborar com urgência um plano nacional de eficiência energética, especialmente de energia elétrica, desde a produção até consumo. Trata-se de implantar um sistema planejado de estímulo à redução de perdas e desperdício que ocorrem na geração, na transmissão, na distribuição e no consumo da energia elétrica.

• 4. Implantar um sistema mais efetivo de eficiência energética dos equipamentos elétricos. A maneira mais barata e rápida de aumentar a disponibilidade de energia é melhorar a eficiência na transformação e no uso da energia. Tem a vantagem de gerar empregos diversificados e difundir a tecnologia mais moderna em vários setores. O Brasil já tem a experiência em incentivar a eficiência no consumo de energia elétrica através do PROCEL da Eletrobrás, que poderia ser muito ampliado através do estabelecimento de normas mínimas de rendimento, pois, ainda há padrões de produção e consumo que implicam no desperdício nos usos finais da energia elétrica. Estas medidas podem ter efeito no curto prazo a baixo custo.

• 5. A Eletrobrás deve implementar o plano de modernização começado, na prática, no início do primeiro mandato do Presidente Lula e retomado no fim do mandato, através da proposta denominada Nova Eletrobrás, não implementada. A proposta é unificar as empresas do Grupo através de uma gestão eficiente e profissional, retirando as restrições que tolhem sua atuação empresarial, pois elas deveriam ter na expansão ao menor custo do setor elétrico o papel que a Petrobrás tem no de petróleo. Nesta perspectiva FURNAS, CHESF e ELETRONORTE deveriam liderar a expansão da geração hidrelétrica, que vem perdendo terreno apesar de o Brasil ter o maior potencial hidrelétrico do mundo. Deveriam formar um só bloco para controle de usinas estratégicas, tal como as do Rio Madeira, ao invés de cada uma ser sócia minoritária de um grupo privado no leilão dessas usinas.

• 6. Corrigir os graves problemas conceituais ainda pendentes na modelagem do setor elétrico, tais como critérios de garantia conflitantes (Curva de aversão a risco versus Metodologia do NEWAVE). A formação do preço de curto prazo é um aspecto pouco estudado, origem de muitas distorções no mercado, já tendo efeito sobre termelétricas, consumidores livres e comercializadores.

• 7. Diagnosticar e explicitar os motivos de aumentos continuados de tarifas dos consumidores cativos, o que, atualmente, coloca o Brasil entre os países de energia elétrica mais cara.

• 8. Examinar e preencher lacunas da regulamentação no modelo do setor elétrico, principalmente no que se refere à necessidade da plena e prévia contratação, com margens de segurança e antecedência adequadas, de toda a demanda de energia elétrica, de forma a também incluir o Ambiente de Livre Contratação.

• 9. Alterar o regime de concessão do petróleo e gás porque a probabilidade de achar hidrocarbonetos aumentou a partir da descoberta do campo gigante de Tupi na área denominada de Pré-Sal. Se o risco do investidor diminui, a atratividade torna-se maior, sendo lógico que o País procure obter maior benefício e exercer maior controle do óleo produzido.

• 10. Evitar o aumento precipitado da exportação de petróleo e atuar com prudência, como no caso da retirada dos 41 blocos do leilão da ANP, pois são necessários alguns anos para implantar o campo de Tupi e desenvolver estudos para determina o potencial do petróleo no Pré-Sal. O Brasil consome perto de 2 milhões de barris por dia de petróleo, ou seja, 730 milhões de barris por ano. Supondo que em alguns anos o consumo chegue a 1,5 bilhões de barris por ano, 40 bilhões de barris, na hipótese moderada para o Pré-Sal, serão suficientes para pouco mais de 26 anos, um tempo confortável para o consumo do país, mas não para ser um grande exportador.

• 11. Parte da renda petroleira do Pré-Sal deve ser voltada para as fontes alternativas e para a eficiência energética, como forma de mitigar o aquecimento global.

• 12. A Eletronuclear deve avaliar o elevado custo de investimento de Angra III e a vinculação dos contratos feitos, ao tempo da Nuclen e da Nuclebrás, com a Siemens alemã, hoje transferidos para a Areva francesa. Assim, a Areva se torna a executora exclusiva da parte essencial dos trabalhos para a conclusão de Angra III. Desta forma fica difícil ter uma confrontação do custo, que haveria se pudesse ser feita uma concorrência pública.

• 13. Embora, do ponto de vista do aquecimento global do planeta, hoje objeto de grande preocupação internacional, os reatores nucleares tenham a vantagem de não emitirem gases do efeito estufa na sua operação, falta equacionar no Brasil o armazenamento dos rejeitos radioativos.

Com os protestos de elevada consideração, fico a sua disposição para o que julgar necessário,

Rio, 30 de novembro de 2007

Luiz Pinguelli Rosa

Diretor da COPPE / UFRJ

Anexo: Relatório do IVIG / COPPE -UFRJ

RELATÓRIO SOBRE POLÍTICA ENERGÉTICA

30 de novembro de 2007

O CORTE PARCIAL DO GÁS NATURAL PARA O RIO E SÃO PAULO E

A ENTRADA EM OPERAÇÃO DAS TERMELÉTRICAS -

PROPOSTAS SOBRE ENERGIA ELÉTRICA, PETRÓLEO E GÀS

• 1. Introdução

• 2. Diagnóstico
• 2.1 Sobre o gás natural e as termelétricas.
• 2.2 Sobre a variação hidrológica e as hidrelétricas
• 2.3 Sobre o risco de déficit e o preço da energia elétrica

3 Conclusões e Recomendações

• 3.1 Sumário das conclusões sobre gás e energia elétrica
• 3.2 Recomendações sobre gás e energia elétrica
• 3.3 Recomendações sobre política do petróleo com base no Adendo I
• 3.4 Recomendações sobre Angra III com base no Adendo II

Adendo I – Sobre a Descoberta do Campo Gigante de Tupi e a Expectativa das Reservas

de Petróleo no Pré-Sal

Adendo II – Sobre o Papel das Termelétricas Nucleares e o Custo de Investimento de

Angra III

1 – Introdução

O Instituto Virtual Internacional de Mudanças Globais (IVIG) tem participado do debate nacional dos problemas da política energética.[1] ^[4] Destacam-se: o corte de parte do fornecimento de gás natural às distribuidoras de gás do Rio e de S. Paulo, a entrada em operação das termelétricas e o risco de déficit de energia elétrica apontado por setores da indústria.

No momento em que esse relatório era escrito, desencadeou-se a discussão da mudança do regime de concessão do petróleo e gás após o anúncio da descoberta do campo petrolífero gigante de Tupi e da chamada área de Pré-Sal, comentado em Adendo.

Esclarecemos que o IVIG foi criado por um projeto da COPPE / UFRJ com apoio da FAPERJ. O IVIG teve um papel histórico ao alertar para o risco de déficit de energia elétrica, antes do racionamento de 2001, através de carta ao Presidente Fernando Henrique Cardoso, na qual eram sugeridas medidas que não foram tomadas a tempo.[2] ^[5] Naquela ocasião sobrava gás natural e faltava energia elétrica, o que nos levou a propor um Programa de Geração Distribuída de Energia Elétrica, estimulando o uso descentralizado do gás em geradores elétricos em empresas consumidoras. Hoje, o problema é o inverso: existem as termelétricas no sistema interligado, mas muitas delas não contrataram a compra de gás para operarem.

De acordo com esta tradição acadêmica, encaminhamos este relatório ao Ministro de Minas e Energia, com o intuito de dar nossa interpretação do problema atual, apontando as causas do mesmo e propondo medidas a serem consideradas pelo Governo e discutidas pela sociedade.

Discordamos da interpretação dada em artigos e declarações que reduziram o problema apenas à escassez recente de chuvas pondo em risco o suprimento de energia elétrica nos meses que se seguem. Conforme veremos, o nível médio dos reservatórios das regiões Sudeste, Sul e Centro Oeste no mês de outubro deste ano situou-se em 55%, portanto acima do que no mesmo mês de 2006, em que era de 46%. Em 2000 e no ano do racionamento, 2001, este nível assumiu em outubro valores inferiores a 30%. Portanto o nível médio dos reservatórios em outubro de 2007, por si só, não explicaria a necessidade de cortar no início de novembro parte do suprimento de gás do Rio e de São Paulo para transferi-lo para a operação de termelétricas. Evidentemente, o cenário futuro de suprimento, sob o ponto de vista do operador, está exigindo que se reserve mais água do que anteriormente. A estação das chuvas começa agora, porém o problema está no médio prazo e, sendo assim, as termelétricas foram ligadas preventivamente para guardar água em função das condições atuais e das previsões para o futuro.

2 . Diagnóstico

2.1 Sobre o gás natural e as termelétricas.

• a) A nosso ver, existe a conjugação de duas questões. A insuficiência do gás natural para atender a demanda, incluindo as termelétricas, é conjuntural e pode ser resolvida no médio prazo. A geração termelétrica ainda é um pequeno percentual da geração elétrica no país, embora crescente. Outra questão é o risco de déficit de energia elétrica no médio prazo.

• b) Entendemos, entretanto, que não há solução imediata para aumentar a oferta de gás natural no curto prazo:
• A expansão da importação da Bolívia exige investimentos naquele país e a ampliação da capacidade de transportar o gás para o Brasil;
• A construção de qualquer outro gasoduto na América do Sul demandaria grande investimento e muito mais tempo;
• A importação de gás natural liquefeito (GNL) por navios depende das instalações de re-gaseificação providenciadas pela Petrobrás que deverão começar a operar no Rio e no Ceará em 2008/2009;
• O GNL terá um preço mais alto que o gás boliviano e dependerá do mercado internacional dada sua grande demanda mundial;
• A expansão da produção nacional está em curso e deve aumentar a oferta a partir de 2008 / 2009;
• A descoberta do campo gigante de Tupi, anunciado pela Petrobrás agora, ampliará a oferta, mas somente no longo prazo (ver Adendo I).

• c) Portanto, não há hoje gás natural suficiente para atender a indústria, os consumidores residenciais, o setor de serviços e os automóveis, bem como as termelétricas. Soma-se a isso a inadequação dos contratos “take or pay” especialmente do gasoduto da Bolívia, que pressupõem o consumo ininterrupto do gás, enquanto no sistema brasileiro as termelétricas operam apenas quando é necessário, para complementar as hidrelétricas.

• d) Entendemos que a opção melhor é oferecer incentivos para a criação de um mercado secundário para o gás natural, que só disporia dele quando as termelétricas estivessem desligadas. Entretanto, os consumidores desse mercado teriam de estar cientes disso ao optarem pelo uso do gás, o que não ocorreu, além de ter um combustível alternativo, como ocorre nos automóveis que usam gás ou gasolina e álcool. Como o gás automotivo é uma parte muito pequena do mercado do gás, também a indústria tem de ser bi-combustível.

• e) A existência do problema no setor elétrico foi reconhecida já no fim de 2006, quando se iniciou uma polêmica envolvendo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), o Ministério de Minas e Energia e a Petrobrás. A Petrobrás informou que várias termelétricas não tinham contratos de compra de gás e a ANEEL retirou-as do plano de operação, totalizando mais de 3000 MW. De fato, o Operador Nacional do Sistema (ONS) havia programado o despacho teste de um conjunto de termelétricas e a maioria não operou por não dispor de gás.

• f) Isso revelou um problema latente no setor de energia elétrica (Pinguelli Rosa, Folha de São Paulo, 2007). Ao final determinou-se que a Petrobrás assinasse um termo de compromisso, embora ela alertasse que só disporia do gás para as termelétricas se fosse obrigada a cortar o fornecimento para consumidores contratados, especialmente industriais que demandam o maior volume do gás. Isto foi agravado pela decisão do Governo de disponibilizar parte do gás da Bolívia para socorrer a Argentina em crise energética. Embora possa ser considerada correta do ponto de vista do fortalecimento do Mercosul, foi uma medida que teve impacto no setor energético brasileiro.

• g) Entendemos que, para se tratar a questão do gás natural evitando repetir erros, deve-se primeiro reconhecer que ela deriva da forma pela qual foi decidida a construção de termelétricas, sem um planejamento adequado, após as privatizações de várias empresas elétricas e pouco antes do racionamento de 2001. Estas usinas foram incentivadas, pelo Plano Prioritário de Termelétricas (PPT) do Governo do Presidente Fernando Henrique Cardoso, em face de investimentos insuficientes das empresas elétricas para atender o crescimento da demanda, embora se negasse oficialmente que o risco de déficit fosse crescente. O problema tinha sua origem na falta de planejamento energético, em função de uma política de diminuir o papel do Estado em favor do livre mercado.

• h) Desta forma, não se planejou o fornecimento de gás natural, a médio e longo prazo, para as termelétricas e principalmente a maneira como elas operariam no sistema dominantemente hidrelétrico do país. O gasoduto da Bolívia dispunha de capacidade ociosa indicando a ampliação do mercado de gás. O Governo estimulou no ano 2000 a construção de 49 usinas, das quais poucas saíram do papel. Estas termelétricas não ajudaram a evitar a crise de 2001, pois só foram concluídas no Governo atual. Este suspendeu, a partir de 2003, as privatizações e elaborou um novo modelo para o setor elétrico, resgatando o planejamento através da criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Mas, optou não alterar os contratos das termelétricas, algumas remuneradas por tarifas elevadas, que recebem mesmo sem gerar energia elétrica, e outras sem contratos de compra de gás.

• i) Entendemos que, a política adequada ao sistema brasileiro seria a remuneração de todas as usinas pela capacidade instalada ou potência, sendo que, nas térmicas, pagar-se-ia pelo combustível quando operassem. Não tendo sido adotada essa solução, mais adequada ao monopólio natural do sistema integrado, pelo menos é correta a adoção dessa política para as térmicas. As térmicas servem para dar segurança ao setor elétrico, permanecendo desligadas enquanto há água abundante nos reservatórios das hidrelétricas. Seu papel tende a crescer muito no futuro, pois os leilões de energia têm contemplado poucas hidrelétricas, cuja participação na matriz energética brasileira, infelizmente, está diminuindo.

• j) Pressionados pela importância de impactos ambientais, os novos projetos de hidrelétricas, como Madeira e Belo Monte, serão de usinas a fio d’água, sem os reservatórios de acumulação que permitem compensar a variação hidrológica. Esses novos projetos só poderão garantir energia firme se forem adequadamente integrados ao sistema por linhas de transmissão capazes de transferir grandes blocos de energia de um ponto a outro do país. Entretanto, a capacidade de regularização do sistema interligado, sem a adição de novos reservatórios, vem sendo bastante reduzida. As termelétricas, assim, serão muito mais importantes no futuro.

 

 

• 2.2 Sobre a variação hidrológica e as hidrelétricas

• a) Como é conhecido, as termelétricas são despachadas pelo ONS em função, não só da situação presente, mas da previsão da situação daqui a alguns anos, quando o risco de déficit poderia atingir um valor acima do desejável. É claro que se as chuvas fossem abundantes e o nível médio dos reservatórios fosse maior não se precisaria das termelétricas tão cedo para prevenir o déficit que pode ocorrer daqui a alguns anos.

• b) É preciso esclarecer à opinião pública sobre a confusão criada por informações divulgadas na mídia, segundo as quais o problema atual tem como causa simplesmente a escassez recente de chuvas. Ora, uma simples consulta aos níveis médios do conjunto dos principais reservatórios ao longo dos últimos anos (figura 1 e quadro 1), mostra que a situação em outubro de 2007 (55%) foi melhor do que era neste mês em 2006 (46%). Portanto, a operação das termelétricas a gás não pode ser explicada puramente pela escassez recente de chuvas. Como foi visto, a previsão do futuro determina a operação no presente.

Figura 1 – Nível dos Reservatórios das Regiões Sudeste, Centro Oeste e Sul

• c) A situação atual dos reservatórios nas Regiões Sudeste, Centro -Oeste e Sul é mostrada no Quadro 2, onde vemos que eles estão ainda acima do nível permitido pela curva de aversão ao risco, mas no Sudeste e Centro Oeste o limite proposto pelo ONS para janeiro de 2008 é bem maior.

• d) A decisão de antecipar a operação das termelétricas é um sinal das incertezas no setor elétrico. Há os atrasos das obras, especialmente de hidrelétricas e do PROINFA, programa pelo qual a Eletrobrás em 2003 / 2004 se comprometeu viabilizar a construção de 3,3 GW de usinas eólicas, de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas. Há também o aumento do consumo devido ao crescimento econômico e a uma melhora na distribuição de renda. Além desses aspectos do mundo físico, há também questões conceituais muito pouco esclarecidas no setor. Entendemos ser absolutamente necessário um estudo aprofundado do critério de garantia, formação de preço de curto prazo e compatibilização com a curva de aversão ao risco. Finalmente, há o problema dos consumidores livres.

• e) Os consumidores livres chegam a representar o elevado percentual de 25% a 30% do consumo de energia elétrica do país, sem contratos de longo prazo para compra de energia da rede através das distribuidoras. Dessa maneira, esses consumidores livres ficam fora da demanda prevista que as distribuidoras informam à EPE para expandir a oferta de energia elétrica. Esse mercado de consumidores livres se expandiu em função da enorme sobra de energia surgida após o racionamento, quando o mercado permaneceu cerca de 4500 MW médios abaixo da tendência anterior. Os preços praticados para consumidores livres nesse período foram muito baixos, totalmente atípicos, e proporcionaram uma enorme vantagem a essa classe de consumo. Dada a circunstância, puderam comprar energia mais barata, seja de produtores independentes, seja de comercializadoras, que vendem energia elétrica da rede. Nessa prática, houve, inclusive, a composição de sucessivos contratos de curto prazo que, atualmente, não podem ser mantidos. Isso introduziu uma incerteza no planejamento, pois contratos de curto prazo nada têm a ver com a expansão.

Quadro 1 – Nível dos Reservatórios das Hidrelétricas das Regiões

Sudeste, Centro Oeste e Sul no Mês de Outubro

Ano	Nível Médio dos Reservatórios em %
2000	29%
2001	28%
2002	49%
2003	40%
2004	63%
2005	62%
2006	46%
2007	55%

Quadro 2 – Situação Atual dos Reservatórios nas Regiões Sudeste e Centro Oeste e

na Região Sul e Nível Mínimo Permitido pela Curva de Aversão ao Risco

Nível de água nos reservatórios como percentual do máximo	Sudeste e Centro Oeste	Sul
Nível verificado em novembro (meio do mês)	50%	77%
Mínimo permitido em novembro pela curva de aversão ao risco	25%	23%
Mínimo que seria permitido em janeiro de 2008 se fosse aplicada a curva de aversão ao risco em vigor até 2007	33%	19%
Mínimo permitido em janeiro de 2008 pela nova curva proposta	61%	22%

Fonte: ONS, 2007

• 2.3 Sobre o risco de déficit e o preço da energia elétrica

• a) Um claro sinal de que há problemas no horizonte dos próximos anos é a elevação do custo marginal médio no Plano de Operação de 2007, que ultrapassou R$ 200 / MWh. Como se sabe, esse custo, estando acima do Custo Marginal de Expansão (~R$ 130/MWh), evidencia um sistema estruturalmente “estressado”.

• b) No período de menos de três anos não há tempo de projetar, licenciar e construir novas usinas. Os leilões para esse fim são feitos com antecipação de três ou de cinco anos. Tem ocorrido atraso do cronograma de algumas obras conduzidas pelas empresas ganhadoras dos leilões. Infelizmente não foi dado à Eletrobrás, como o maior grupo empresarial do setor e credor de 20 bilhões de dólares de Itaipu, o papel de alavancar os investimentos como fez a Petrobrás para a auto-suficiência do país no petróleo. Ao invés disso, empresas do Grupo Eletrobrás são alvos de pressões políticas de partidos aliados e são impedidas de serem majoritárias em sociedades com o setor privado, por normas governamentais criadas pelo Plano de Desestatização, não revogadas até hoje.

• c) Para agravar, enquanto grandes consumidores livres compram energia barata, os consumidores cativos da rede pagam uma energia elétrica muito cara, com exceção da tarifa social destinada à população de baixa renda. As figura 2 e 3 mostram que as tarifas de energia elétrica no Brasil têm subido acima da inflação desde a década de 1990 quando se fizeram as privatizações.

• d) Quando for necessário operar as termelétricas, a tarifa subirá ainda mais. O quadro 2 mostra que os consumidores cativos da rede pagam mais por MWh no Brasil do que em muitos países desenvolvidos, como Alemanha, Suíça, Dinamarca, EUA, Noruega, França e Canadá, muito mais que países com forte geração hidrelétrica.

Figura 2 – Aumento da tarifa de energia elétrica industrial média entre 1995 e 2005

 

Ref: Roberto D´Araujo, Apresentação para seminário na FIESP, 2007

Figura 3 – Aumento da tarifa de energia elétrica residencial média entre 1995 e 2005

 

Ref: Roberto D´Araujo, Apresentação para seminário na FIESP, 2007

• e) Quando se torna necessário fazer a complementação térmica, primeiro despacham-se as térmicas a gás porque a energia das demais é mais cara. São mais caras em ordem crescente: a geração a gás natural, a óleo e a diesel. As usinas a carvão e nucleares normalmente operam o tempo todo, desde que estejam disponíveis (Adendo II). Uma forma de mitigar o corte do gás das indústrias e dos automóveis seria mudar a ordem e despachar usinas a óleo ou a diesel. O problema não é só assegurar a energia, mas também a tarifa, que já é muito cara. Por outro lado, o custo marginal de operação alto, ao valorizar a energia no mercado, encarece a renovação dos contratos dos consumidores livres, que, por sua vez, pressionam o Governo.

Quadro 2 – Tarifas de Energia Elétrica em Vários Países[3] ^[6]

Tarifa Industrial	US$/ MWh		Tarifa Residencial	US$/MWh
Itália	236		Dinamarca	328
Irlanda	150		Itália	253
Brasil c/ Impostos	140		Irlanda	226
Reino Unido	132		Reino Unido	220
Hungria	128		Alemanha	212
Eslováquia	128		Portugal	204
Áustria	126		Áustria	202
Portugal	123		Brasil c/ Impostos	199
Japão	120		Japão	188
Tchecoslováquia	108		Hungria	173
Brasil sem Impostos	104		Eslováquia	173
México	102		Espanha	165
Turquia	100		França	151
Espanha	91		Brasil sem Impostos	148
Alemanha	84		Nova Zelândia	147
Suíça	81		Finlândia	140
Finlândia	80		Tchecoslováquia	137
Polônia	78		Polônia	134
Dinamarca	76		Suíça	132
Grécia	70		Noruega	121
Coréia	68		México	120
Nova Zelândia	66		Turkia	113
Austrália	61		Grécia	113
Estados Unidos	61		Coréia	103
China	57		Estados Unidos	100
Noruega	56		Austrália	98
França	53		China	78
Canadá	49		Canadá	67
Africa do Sul	22		Africa do Sul	59

Ref: Roberto D´Araujo, Apresentação para seminário na FIESP, 2007

• 3 Conclusões e Recomendações

• 3.1 Sumário das Conclusões sobre Gás e Energia Elétrica

• 3.1.1 É um equívoco atribuir a responsabilidade do corte do gás à Petrobrás, pois a decisão envolve pela ordem: a ANEEL, o Ministério de Minas e Energia e o ONS, logo é uma questão de Governo. Não há solução imediata para o gás natural.

• 3.1.2 Soma-se a isso a inadequação dos contratos “take or pay”, que pressupõem o consumo ininterrupto do gás, mas as termelétricas operam apenas quando se tornam necessárias para complementar as hidrelétricas. Não foi instituído um mercado secundário, que só disporia do gás natural quando as termelétricas estivessem desligadas.

• 3.1.3 A decisão de ligar as termelétricas a gás não pode ser explicada puramente pela escassez recente de chuvas. As termelétricas são despachadas pelo ONS em função, não só da situação presente, mas da previsão da situação daqui a alguns anos, antecipando-se a operação das termelétricas para permitir guardar água nos reservatórios.

• 3.1.4 Neste período de poucos anos não há tempo de projetar, licenciar e construir novas usinas. Os leilões são feitos com antecipação de três ou de cinco anos. Tem ocorrido atraso do cronograma de algumas obras conduzidas pelas empresas ganhadoras dos leilões e há a incerteza causada pelos consumidores livres.

• 3.1.5 É insustentável manter a situação dos consumidores livres, que chegaram a representar o elevado percentual de 25% a 30% do consumo de energia elétrica do país, sem contratos de longo prazo para compra de energia da rede através das distribuidoras. Dessa maneira esses consumidores livres ficam fora da demanda que as distribuidoras informam à EPE para planejar e realizar os leilões e expandir a oferta de energia elétrica.

• 3.1.6 Enquanto isso, os consumidores cativos da rede pagam uma energia elétrica muito cara, com exceção da tarifa social corretamente destinada à população de baixa renda. O MWh no Brasil é mais caro do que em muitos países desenvolvidos e as tarifas de energia elétrica têm subido acima da inflação. Quando for necessário operar termelétricas, a tarifa subirá ainda mais.

• 3.1.7 Não é razoável deixar a situação inalterada com base na suposição, já levantada pela ANEEL, de que se, na pior hipótese, houver racionamento ele se restringirá aos grandes consumidores livres. Isso afetará a economia e o nível de emprego, logo não se pode arriscar. Nem é razoável que os consumidores livres se antecipem para comprar energia de pequenas centrais hidrelétricas, retirando-as dos leilões de energia elétrica, como informou a EPE, pois ao final os consumidores residenciais e empresariais cativos à rede terão de pagar por uma energia mais cara no futuro.

• 3.2 Recomendações sobre Gás e Energia Elétrica.

• 3.2.1 O Governo Federal, através do Ministério de Minas e Energia, deveria estabelecer negociações com os governos do Rio e de São Paulo com as empresas consumidoras, bem como com entidades representativas dos proprietários de automóveis a gás para um plano temporário de contenção do consumo. Essa medida é preferível a cortar de forma unilateral parte do suprimento, o que motivou a demanda judicial com o Estado do Rio de Janeiro, o mais afetado pelo corte em termos percentuais.

• 3.2.2 A Petrobrás deve acelerar o aumento da produção nacional de gás e cumprir rigorosamente o cronograma para a conclusão das instalações de re-gaseificação para permitir a importação do gás natural liquefeito por navios, pois aliviará a pressão da demanda, embora a preços maiores que o gás boliviano. O GNL poderá ser destinado às termelétricas, pois sua flexibilidade é mais adequada ao regime de operação delas no sistema interligado brasileiro.

• 3.2.3 Além de acelerar as obras com atraso no setor elétrico e estimular as fontes alternativas de energia de rápida instalação a custos compatíveis, deve-se elaborar e aplicar um plano nacional de eficiência energética, especialmente de energia elétrica, desde a produção até consumo. Trata-se de implantar um sistema planejado de estímulo à redução de perdas que ocorrem na geração, transmissão, distribuição e no consumo da energia elétrica, bem como de redução do desperdício. Segundo o último relatório do Painel Intergovernamental de Mudança Climática (IPCC) divulgado neste ano, a forma mais efetiva e com menor custo de aumentar a disponibilidade de energia.[4] ^[7]

• 3.2.4 Melhorar a eficiência na transformação e no uso da energia é a maneira mais barata e rápida de aumentar a disponibilidade de energia. Tem a vantagem de gerar empregos diversificados e difundir a tecnologia mais moderna em vários setores. Poderia ser conjugada com uma política industrial incentivando a produção de equipamentos mais eficientes. O Brasil já tem a experiência em incentivar a eficiência no consumo de energia elétrica através do Procel da Eletrobrás, que poderia ser muito ampliado. Ademais os atuais padrões de produção e consumo implicam no desperdício nos usos finais da energia elétrica. Estas medidas podem ter efeito no curto prazo a baixo custo.

• 3.2.5 A Eletrobrás deve implementar o plano de modernização começado, na prática, no início do primeiro mandato do Presidente Lula e retomado no fim do mandato, através da proposta denominada Nova Eletrobrás, não implementada. A proposta é unificar as empresas do Grupo através de uma gestão eficiente e profissional, retirando as restrições que tolhem sua atuação empresarial, pois elas deveriam ter na expansão ao menor custo do setor elétrico o papel que a Petrobrás tem no de petróleo. Nesta perspectiva FURNAS, CHESF e ELETRONORTE deveriam liderar a expansão da geração hidrelétrica, que vem perdendo terreno apesar de o Brasil ter o maior potencial hidrelétrico do mundo. Deveriam formar um só bloco para controle de usinas estratégicas, tal como as do Rio Madeira, ao invés de cada uma ser sócia minoritária de um grupo privado no leilão dessas usinas.

• 3.2.6 Reexaminar os problemas conceituais ainda pendentes no modelo do setor elétrico, como o critério de garantia, as termelétricas, os consumidores livres e as altas tarifas dos consumidores cativos.

• 3.3 Recomendações sobre Política do Petróleo com Base no Adendo I

• 3.3.1 Entendemos como recomendável a mudança do regime de concessão do petróleo e gás, porque a probabilidade de achar hidrocarbonetos aumentou a partir da descoberta do campo gigante de Tupi na área denominada de Pré-Sal. Se o risco do investidor diminui, a atratividade torna-se maior, sendo lógico que o País procure obter maior benefício ou exercer maior controle do óleo produzido.

• 3.3.2 Entendemos que não se deva aumentar agora a exportação de petróleo e é melhor atuar com prudência, como no caso da retirada dos 41 blocos do leilão da ANP, pois são necessários alguns anos para implantar o campo de Tupi e desenvolver estudos para determina o potencial do petróleo no Pré-Sal. O Brasil consome perto de 2 milhões de barris por dia de petróleo, ou seja, 730 milhões de barris por ano. Supondo que em alguns anos o consumo chegue a 1,5 bilhões de barris por ano, 40 bilhões de barris, na hipótese moderada para o Pré-Sal, darão para pouco mais de 26 anos, um tempo confortável para o consumo do país, mas não para ser um grande exportador.

• 3.3.3 Parte da renda petroleira do Pré-Sal deve ser voltada para as fontes alternativas e para a eficiência energética, como forma de mitigar o aquecimento global.

• 3.4 Recomendações sobre Angra III com Base no Adendo II

• 3.4.1 A Eletronuclear deve avaliar o elevado custo de investimento de Angra III e a vinculação dos contratos feitos, ao tempo da Nuclen e da Nuclebrás, com a Siemens alemã, hoje transferidos para a Areva francesa. Assim, a Areva se torna a executora exclusiva da parte essencial dos trabalhos para a conclusão de Angra III. Desta forma fica difícil ter uma confrontação do custo, que haveria se pudesse ser feita uma concorrência pública.

• 3.4.2 Embora, do ponto de vista do aquecimento global do planeta, hoje objeto de grande preocupação internacional, os reatores nucleares tenham a vantagem de não emitirem gases do efeito estufa na sua operação, falta equacionar no Brasil o armazenamento dos rejeitos radioativos.

Adendo I

Sobre a Descoberta do Campo Gigante de Tupi e a

Expectativa das Reservas de Petróleo no Pré-Sal[5] ^[8]

• a) A rigor, foram duas as decisões do Governo sobre o petróleo que causaram forte reação emocional principalmente de consultores, analistas econômicos e políticos da oposição. Os investidores privados, estrangeiros ou nacionais, foram mais racionais, pois olham a Petrobras, pragmaticamente, como uma parceira detentora da tecnologia de prospecção e produção de petróleo e gás em águas profundas.

• b) A primeira decisão foi de retirar do próximo leilão da Agência Nacional do Petróleo 41 blocos localizados na área batizada de Pré-Sal, ao longo do litoral que vai da Região Sudeste até parte da Região Sul, onde se avalia como provável a existência de petróleo e gás abaixo de uma camada de sal no subsolo do fundo do mar.

• c) Outra é a decisão de colocar em discussão o regime atual de concessão para exploração desses hidrocarbonetos, admitindo-se adotar o regime de partilha para essa nova área de alto potencial petrolífero, revelada pela confirmação do campo gigante de Tupi.

• d) Há de fato racionalidade em buscar mais vantagens para o país quando a probabilidade de achar petróleo aumenta, pois o risco do investidor diminui e a atratividade torna-se maior, sendo lógico que quem possui as reservas procure obter maior benefício ou exercer maior controle do óleo produzido. Isso é o que consta da teoria ensinada nos cursos de planejamento energético.

• e) Além do sistema de concessões, adotado no Brasil, há o sistema contratual com partilha da produção e o de prestação de serviços. No sistema de concessões, o petróleo extraído pertence à empresa petrolífera e ela paga taxas, royalties e participações especiais para o governo. É esse o sistema adotado em países desenvolvidos, como os EUA, Canadá, Reino Unido e Noruega, bem como em outros países, como é o caso de Argentina e Colômbia na América do Sul.[6] ^[9]

• f) Já no sistema contratual, o petróleo produzido pela empresa petrolífera não lhe pertence, podendo, entretanto, ser partilhado entre ela e o país que a contratou. No caso do contrato ser de prestação de serviços não há a partilha, mas sim uma remuneração do trabalho da empresa. Muitos países em desenvolvimento utilizam o sistema contratual em diferentes modalidades, entre eles Rússia, China, Índia e, na América do Sul, a Venezuela. Portanto, não se trata de uma invenção do Brasil e nem é fora de uso.

• g) Voltando à exclusão dos 41 blocos do leilão, a forma repentina com que isso foi determinado poderia ser evitada, pois o campo de Tupi já estava em estudo há algum tempo. No entanto, não há neste fato um grande problema.

• h) Talvez, a questão mais importante seja discutir o volume de petróleo estimado no campo de Tupi e na enorme área denominada Pré-Sal, vis a vis com a possibilidade de o Brasil vir a se tornar um importante exportador de petróleo. Em Tupi pode haver algo em torno de 8 bilhões de barris de petróleo, o que equivale a cerca de metade das reservas atuais do país. Este valor é altamente provável.

• i) Ademais, estima-se que há uma considerável probabilidade de haver pelo menos 5 vezes mais petróleo na área do sub-sal, o que daria 40 bilhões de barris de petróleo. Este valor pode chegar a 80 bilhões de barris, embora com uma probabilidade menor. Neste patamar, de fato o Brasil pode se tornar um grande produtor e até importante exportador de petróleo.

• j) Entretanto levará de 5 a 6 anos para começar a produção de Tupi e para se saber com mais precisão o real volume de petróleo na área do Pré-Sal, que exige mais estudos. O petróleo de Tupi está a 6000 m de profundidade, em números redondos: abaixo de 2000 m de lâmina de água no mar, de 2000 m de sedimentos e de 2000 m de sal. A exploração nestas condições é cara e exige investimentos importantes.

• k) Enquanto isso, não se deve aumentar a exportação de petróleo e é melhor atuar com prudência, como no caso da retirada dos 41 blocos do leilão. O Brasil consome perto de 2 milhões de barris por dia de petróleo, ou seja, 730 milhões de barris por ano. Supondo que em alguns anos o consumo chegue a 1,5 bilhões de barris por ano, 40 bilhões de barris darão para pouco mais de 26 anos, um tempo confortável para o consumo do país, mas não para ser um grande exportador.

• l) Finalmente, seria interessante que parte da renda petroleira do Pré-Sal seja voltada para as fontes alternativas e para a eficiência energética, como forma de mitigar o aquecimento global.

Adendo II

Sobre o Papel das Termelétricas Nucleares e

o Custo de Investimento de Angra III

a) Uma confusão por vezes feita no debate é que as usinas nucleares fazem complementação às hidrelétricas. Uma usina de complementação térmica fica desligada até que seja preciso operar por algum tempo como foi visto. Essas usinas devem ter baixo custo de investimento e podem ter alto custo de combustível. Uma central nuclear tem alto custo de investimento e baixo custo de combustível. Logo não é adequada para fazer complementação às hidrelétricas.

b) Dependendo do preço que o gás vier a assumir no médio e longo prazo, o custo da energia nuclear é menor que o de geração de uma termelétrica a gás, funcionando ambas durante o tempo todo em que estiverem disponíveis ao longo de cada ano. Mas, como vimos, as usinas a gás em complementação térmica só funcionam durante uma parte do ano.

c) Como usina de base uma usina nuclear deve ser comparada com uma hidrelétrica. Um problema sobre a retomada de Angra III é o seu elevado custo de investimento. Foi anunciado neste ano que serão necessários 3,5 bilhões de dólares para sua conclusão. Como já foram gastos 700 milhões de dólares na compra dos equipamentos armazenados, desde o tempo da obra de Angra II, o primeiro dos oito reatores previstos no Acordo Nuclear com A Alemanha, assinado em 1975.

d) Totalizando as duas parcelas, sem incluir os juros da imobilização do capital nos equipamentos armazenados há muitos anos, temos 4,2 bilhões de dólares para uma usina de 1300 MW, o que corresponde a US$ 3200 por kW, mais que o dobro do investimento em uma hidrelétrica. Mesmo afundando os US$ 700 milhões já despendidos, o custo adicional é US$ 2600 por kW, ainda assim, cerca do dobro do custo de uma hidrelétrica típica.

e) Um dos pontos a serem discutidos antes da retomada de Angra III é esse alto custo de investimento. Em estudo anterior promovido pela Eletronuclear, realizado inclusive pela EDF, empresa estatal francesa, o custo para a conclusão de Angra III era de US$ 1,7 bilhão. Portanto, o custo escalou por um fator dois. Em parte pode-se atribuir este aumento à variação do dólar, pois grande parte dos custos são em euros, moeda hoje valorizada em relação ao dólar. Mas, há também a vinculação dos contratos feitos, ao tempo da Nuclen e da Nuclebrás, com a Siemens alemã, hoje transferidos para a Areva francesa. Assim, a Areva se torna a executora exclusiva da parte essencial dos trabalhos para a conclusão de Angra III. Desta forma fica difícil ter uma confrontação do custo, que haveria se pudesse ser feita uma concorrência pública.

f) Esclarecemos que, do ponto de vista do aquecimento global do planeta, hoje objeto de grande preocupação internacional, os reatores nucleares têm a vantagem de não emitirem gases do efeito estufa na sua operação, mas falta equacionar no Brasil o armazenamento dos rejeitos radioativos.

VERSÃO PARA IMPRESSÃO EM WORD ^[1]

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[1] ^[10] Com professores e pesquisadores da Pós Graduação de Planejamento Energético da COPPE / UFRJ, do IEE / USP e do Instituto de Economia da UFRJ, bem como com engenheiros do setor de energia [2] Exmo Senhor Presidente Fernando Henrique Cardoso. Encaminhamos em anexo para suas considerações dois documentos resultantes de grupos de trabalho que se reuniram no IVIG-COPPE /UFRJ. O primeiro deles é ” O Risco de Déficit de Energia” …O segundo é ” Respostas de Curto Prazo para a Crise de Energia Elétrica”…..Colocamo-nos à sua disposição…… Carta de 5 de outubro de 2000[3] ^[11] Os dados são da publicação “Key World” da Agência Internacional de Energia. Podem ser obtidos no link http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2007/key_stats_2007.pdf ^[12]. A tarifa brasileira é a média que consta da página da ANEEL e a cotação utilizada foi 1US$ = R$ 2. Foi assumido um percentual de 35% de impostos, salientando-se que, em alguns estados, esse percentual supera em muito esse valor.[4] ^[13] IPCC, IV Relatório de Avaliação, Grupo de Trabalho III, 2007[5] ^[14] Baseado em L. Pinguelli Rosa, Folha de São Paulo, novembro de 2007[6] ^[15] Alexandre Szklo, Notas de Tecnologia da Energia, Programa de Pós-graduação de Planejamento Energético, Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-graduação e Pesquisa de Engenharia (COPPE), UFRJ