Faltam definições claras para o gás

Brasil precisa dobrar o número de usinas mas o governo precisa definir planejamento Apesar do aumento de 1.835 megawatts (MW) na potência instalada do parque hidrelétrico, a oferta de energia hidráulica caiu 1,9% devido às condições hidrológicas, especialmente na segunda metade de 2012, segundo o Balanço Energético Nacional (BEM/2013), da Empresa de Pesquisa Energética (EPF). A menor oferta hídrica explica o recuo da participação de renováveis na matriz elétrica, de 88,9% em 2011 para 84,5% em 2012. "A nossa capacidade de reservar água está caindo, uma vez que não estamos adicionando novos reservatórios. Hm 2002, éramos capazes de armazenar o equivalente a seis meses de consumo. Hoje, estamos com pouco menos de cinco meses. Portanto, confiar na reserva passou a ser cada vez mais arriscado", diz Roberto D'Araújo, diretor do Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Energético (Ilumina). Para ele, é impossível imaginar adicionar novos reservatórios para que a situação de operação permaneça confortável. "De 2002 até agora, a carga cresceu 30%. Instalar mais 30% de reservatórios significaria construir o equivalente a todo o rio São Francisco e o Tucuruí, e ainda não seria suficiente." O diretor do Ilumina entende que o Brasil vai precisar de pelo menos o dobro de usinas térmicas do que tem hoje, porque, além do fato de a carga crescer, é preciso deslocar algumas térmicas caras que foram contratadas no leilão de 2008. As ideais seriam as movidas a gás, que, além de mais eficientes, são mais baratas. Marco Tavares, sócio-fundador e presidente do conselho de administração da Gas Energy, observa que as térmicas a gás no Brasil foram montadas no conceito de "despacho flexível". Ou seja, são acionadas no momento em que há falta de água nos reservatórios das hidrelétricas. "Entretanto, para isso funcionar corretamente, com preço justo, deveria haver também oferta flexível de gás, que, para piorar, é caro." De acordo com estudo da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), a tarifa média do gás para a indúst ria no Brasil sai por US$ 17,14 milhões de BTU, enquanto nos Hstados Unidos o valor é de US$ 4,45 milhões de BTU, por conta do advento do shale gas (gás de xisto). Esta diferença representa para a indústria brasileira, segundo a Firjan, gasto adicional de US$4,9 bilhões por ano. A entidade lembra que a indústria nacional consome 10,4 bilhões de metros cúbicos de gás natural por ano, o que equivale a um custo de USS 6,6 bilhões. Transposto para os Estados Unidos, este consumo eqüivaleria a um gasto de apenas USS 1,7 bilhão. "0 impacto dessa disparidade se faz sentir em empresas de todos os portes", afirma a Firjan no estudo. A entidade ressalta que o gás natural tem participação relevante no custo de produção de setores industriais de peso, como os de química (30%) e cerâmica (25%). O executivo da Gas Energy, uma das maiores empresas de consultoria na área de gás natural, aponta a urgência de uma política para introduzir de vez o gás na matriz energética. "É preciso definir qual volume irá para a indústria, qual para as térmicas e quanto será exportado." Segundo ele, projetos de termelétricas a gás não faltam. "Que eu saiba, há pelo menos uns 40 projetos, e com licença. Mas não há coma sair do papel por falta de gás competitivo e por causa do monopólio exercido pela Petrobras." Em relação ao gás do pré-sal, que ainda está em fase de desenvolvimento de produção, Tavares afirma que há muitas incertezas. "Tenho a impressão de que haverá um alto volume de gás, suficiente para abastecer a indústria e a demanda das térmicas. Entretanto, o volume não é suficiente, esse gás terá de ter custo competitivo. É o que o Brasil precisa, mas não há uma sinalização nesse sentido." A EPE projeta uma ampliação da oferta do gás nacional de um patamar de 47 milhões de metros cúbicos por dia em 2012 para 112 milhões de metros cúbicos por dia em 2021, excluindo a região Norte. Na ponta da demanda, as projeções chegam a 116 milhões de metros cúbicos por dia em 2021, considerando as companhias distribuidoras locais, o consumo em refinarias e as fábricas de fertilizantes. Incluindo o atendimento do parque termelétrico a gás e bi-combustível, estes valores passam de cerca de 104 milhões de metros cúbicos por dia em 2012 para 167 milhões de metros cúbicos por dia em 2021. (Vladimir Goitia)