Governo quer reduzir encargo para estimular geração por biomassa
Rodrigo Polito
18/08/2015
O governo estuda flexibilizar as regras do setor de geração de energia a biomassa para viabilizar um volume adicional de oferta de energia das usinas movidas principalmente a bagaço de cana-de-açúcar. A medida pode garantir um aumento em cerca de 1 gigawatt (GW) de capacidade ou 500 megawatts (MW) médios de energia fornecida por essas termelétricas em curto prazo, de acordo com estimativas preliminares da Associação da Indústria de Cogeração de Energia (Cogen).
De acordo com o Ministério de Minas e Energia, a biomassa responde por cerca de 10% da geração elétrica no país. O acréscimo previsto seria suficiente para atender à demanda por energia de 750 mil e 1,5 milhão de pessoas.
O que está em análise pelo ministério é uma mudança na cobrança de encargos para o setor de biomassa. As usinas que produzem até 30 megawatts (MW) de energia têm direito a descontos de, no mínimo, 50% nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão (Tusd e Tust), que na prática são o "aluguel" da rede. Quando a produção da usina supera os 30 MW, a térmica perde o direito a esse desconto e é obrigada a pagar as tarifas cheias.
A proposta da Cogen ao ministério prevê que a cobrança do encargo "cheio" seja feita apenas para a parcela de energia que superar a geração de 30 MW. Essa regra valeria apenas para usinas que produzissem entre 30 MW e 50 MW.
O assunto foi discutido pelo presidente executivo da Cogen, Newton Duarte, e o secretário-executivo do MME, Luiz Eduardo Barata, em reunião realizada em 11 de agosto, em Brasília. Segundo o presidente da associação, a proposta foi bem recebida pelo secretário e a expectativa é que uma medida nesse sentido possa ser anunciada nos próximos dois meses.
"Isso vai colocar no sistema umas centenas de megawatts que estão escondidos nas usinas. E, ao mesmo tempo, vai ajudar um setor que está apertado", afirmou Duarte. Procurado, o MME confirmou, em nota ao Valor, que está estudando a proposta, "que é vista como positiva pelo órgão".
Além disso, as usinas sucroalcooleiras também têm um potencial de quase 1 GW médio para agregar ao sistema em curto prazo, a partir da utilização de biomassa complementar, com possibilidade de geração de energia inclusive na entressafra da cana, de acordo com estimativa da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica).
"A Unica fez um levantamento que apontou quase 2 mil MW de capacidade instalada de turbinas de condensação. Essas turbinas podem operar independentemente do processo de açúcar e etanol, como se fosse uma térmica convencional, desde que tenha biomassa obviamente estocada, para operar na safra e entressafra", afirmou o gerente de bioeletricidade da Unica, Zilmar de Souza.
De acordo com ele, porém, o atual preço de liquidação das diferenças (PLD), o preço de curto prazo de energia, abaixo de R$ 200 por megawatt-hora (MWh) inviabiliza essa geração de energia adicional, por não cobrir custos sobretudo de transporte do volume extra de biomassa necessário. Em alguns casos, a distância entre o recurso e a usina chega a 300 quilômetros.
Por outro lado, em 2014, quando o PLD permaneceu no patamar máximo de R$ 822,83/ MWh por um longo período do ano, o negócio tornou-se muito rentável para as usinas do setor.
Nessa linha, Souza destacou que se for desenhado um modelo de contratação específico para esse tipo de energia, é possível agregar esse volume extra ao sistema nacional em curto prazo. Uma forma de comercialização, segundo ele, seria a realização semelhante ao realizado em meados deste ano para contratar térmicas a gás, para início de fornecimento em 2016. A licitação não foi bem-sucedida, por não haver empreendimentos aptos a atender ao contrato.
Em palestra no Rio de Janeiro, em 13 de agosto, o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, sinalizou com a possibilidade de um modelo para viabilizar a contratação desse volume de energia. "Temos que fazer com que ela [geração de energia a biomassa] seja sazonal. Nós precisamos de energia 12 meses por ano", disse.
Aneel vai propor solução para geradoras
André Ramalho
18/08/2015
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deve apresentar hoje ao mercado, durante reunião de diretoria, uma proposta para equacionar as perdas das geradoras com o déficit de geração hídrica, informou ontem o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Luiz Eduardo Barata. Segundo ele, o objetivo é encerrar com a judicialização do tema, que tem contribuído para o aumento dos índices de inadimplência na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
Uma das propostas avaliadas pelo governo, segundo Barata, é estender o prazo de concessão das usinas hidrelétricas em alguns anos, para que as geradoras tenham mais tempo para recuperar as perdas. Barata não quis adiantar detalhes da solução, mas garantiu que não haverá repasse do prejuízo para os consumidores.
Com a baixa hidrologia nos últimos anos, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) determinou que as hidrelétricas gerem volumes menores para recuperarem seus reservatórios e as usinas se viram obrigadas a comprar energia no mercado de curto prazo para cumprir seus contratos de venda de energia. Esse déficit, que costuma ser irrisório em condições climáticas normais, chegou a despesas estimadas em R$ 20 bilhões.
Alegando não ter responsabilidade pelo déficit, algumas empresas decidiram ir à Justiça. A disputa judicial culminou numa guerra de liminares que coloca em xeque o fechamento de contas no mercado de curto prazo. Na liquidação financeira de junho, a CCEE registrou uma inadimplência recorde de 47,25%, ou R$ 1,4 bilhão.
"As soluções são para que não haja impacto para o consumidor. Queremos chegar a um consenso para as empresas retirarem as liminares, de modo que a gente retorne à normalidade", disse Barata a jornalistas, após participar do Seminário sobre Matriz e Segurança Energética Brasileira, promovido pela Fundação Getulio Vargas (FGV).
Também presente no evento, o diretor-geral do ONS, Hermes Chipp, falou sobre a hidrologia e disse que a virada deste ano deve ser mais tranquila que a de 2014 para 2015. "Não está uma hidrologia espetacular, mas está muito melhor que no ano passado. A carga está caindo e a oferta aumentando. Tudo isso é favorável para reduzir os custos de geração e chegarmos a uma situação de segurança muito melhor que a do ano passado", disse.
União avalia promover novo leilão do pré-sal até 2017
O governo avalia realizar até 2017 uma nova rodada de licitações do pré-sal, sob o regime de partilha, disse ontem o secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Almeida. A decisão sobre o leilão, segundo ele, ainda não foi tomada, mas a o ministério já mapeou potenciais áreas a serem ofertadas.
"Já temos vários prospectos mapeados que podem ser colocados [em leilão], ou não, na medida da necessidade. Vamos ter que ver a capacidade da indústria de atender as demandas, o quanto a gente quer produzir, o quanto a quer exportar", disse a jornalistas, após participar do Seminário Sobre Matriz e Segurança Energética, da Fundação Getúlio Vargas (FGV). Almeida disse ainda que a intenção do governo é leiloar, dessa vez, mais de uma área. Em 2013, a primeira licitação sob regime de partilha ofertou apenas o campo de Libra. "Provavelmente não vou colocar uma área só, porque não vou ter [na nova licitação] uma nova Libra, que era uma área gigante."
O secretário, contudo, destacou que o governo já identificou áreas com semelhanças geológicas com Libra. "Eu tenho, talvez, mais uma ou duas 'Libras' já mapeadas", disse, sem dar outros detalhes sobre recursos estimados para as áreas.
Em road-shows para atrair investidores para o pré-sal no exterior, contudo, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) costuma apresentar Pau Brasil e Alto de Cabo Frio, na Bacia de Santos, como áreas de grandes potenciais.
Almeida descartou que a decisão sobre a data de realização do próximo leilão do pré-sal será tomada de acordo com as necessidades de caixa da União. Segundo ele, os leilões do pré-sal estarão relacionados com a curva de produção do país e as metas de exportação de petróleo.
Mesmo quando questionado sobre os impactos da queda dos investimentos da Petrobras para a indústria nacional, Almeida respondeu que as dificuldades financeiras da estatal não serão um impedimento para manutenção da exclusividade da estatal como única operadora do pré-sal. "Podemos cobrar R$ 1 [como bônus nos leilões]", disse Almeida se referindo aos novos leilões de partilha.
Um bônus tão barato não exigiria saída de dinheiro do caixa da Petrobras para pagamento dos 30% obrigatórios em qualquer consórcio, mas na prática resultaria também em perda da arrecadação do governo no curto prazo.
O secretário do MME comentou, ainda, sobre as licitações sob regime de concessão. Disse que espera "bons resultados" na 13ª rodada, marcada para outubro, apesar do cenário de baixa dos preços do barril, e que o governo tem a intenção de promover ao menos uma rodada a cada dois anos.
Almeida descartou, contudo, a publicação de um calendário de longo prazo de rodadas, um dos pleitos da indústria. "Precisamos de tempo para estudar áreas que tenham interesse do mercado."
Segundo Almeida, o país já tem contratado e por contratar mais de 40 bilhões de barris. Esse número, segundo ele, dá tranquilidade para que não sejam realizadas rodadas anualmente. "O Brasil não precisa de mais petróleo que isso. Mas só por isso vamos deixar de fazer rodada? Claro que não. Sem rodadas, a indústria de exploração vai embora", disse.
Presente no mesmo evento, o diretor da Pré-Sal Petróleo, Renato Darros, no entanto, disse que o pico de produção do país deve ser atingido em 2016 e que o Brasil precisa começar a se preparar para repor o declínio da produção.
O ritmo de produção de petróleo, dentro e fora do pré-sal afeta diretamente também o mercado de gás natural. Atualmente, o país importa gás natural liquefeito pagando preços equivalentes aos do mercado asiático, segundo observou a especialista Ieda Gomes, diretora da Energix Strategy, e ex-presidente da BP no Brasil.
Darros projeta para entre 2026 e 2030 uma disponibilidade de 70 milhões de metros cúbicos por dia de gás no pré-sal, mas avisa que, mesmo com a conclusão dos gasodutos Rota 3 e Rota 4 (em fase de projeto), "vão faltar dutos" para escoar a produção.
Empresas assinarão este ano mais 4 acordos de unitização para exploração de campos
O diretor da Pré-Sal Petróleo SA (PPSA), Renato Darros, disse ontem que a estatal, que representa os interesses da União no pré-sal, deve assinar este ano quatro novos acordos de individualização da produção (AIP). Esse tipo de contrato com a PPSA é assinado quando uma empresa encontra uma jazida em área que extrapola os limites da concessão, se estendendo para áreas da União.
Segundo Darros, o próximo acordo a ser assinado deve ser o do campo de Lula, operado pela Petrobras no pré-sal da Bacia de Santos. A expectativa é que esse contrato seja fechado ainda este mês e que até o fim do ano sejam assinados os AIPs de Sapinhoá, Nautilus e Massa (operados pela Shell) e Carapeba.
Com as unitizações, a União terá direito a cerca de 1,2 bilhão de barris de óleo equivalentes "in place" nesses campos. O diretor lembrou que esse petróleo é muito representativo, já que se transformará nas primeiras receitas da União destinadas às áreas de saúde e educação. A reserva "in place" representa todo o petróleo em uma área, mas nem todo esse volume pode ser extraído.
O diretor da PPSA não informou qual a estimativa de volumes recuperáveis de petróleo nessas áreas. Dependendo das condições de cada reservatório, podem ser extraídos em média 30% do petróleo depositado na rocha. Em novembro do ano passado, a PPSA assinou o primeiro acordo de individualização da produção, com a Petrobras, referente à jazida compartilhada de Tartaruga Mestiça, na Bacia de Campos, que já tinha sido unificada com Tartaruga Verde.
O acordo estabelece as regras da execução conjunta das operações de desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural da área, bem como as participações de cada uma das partes. Sobre futuras unitizações, Darros sinalizou que o governo deverá leiloar sob o regime de partilha a área da descoberta de Carcará que extrapolar a concessão.
Carcará é um dos ativos incluídos na lista do programa de desinvestimentos da Petrobras e é operado pela estatal (66%), em sociedade com a Galp, Queiroz Galvão e Barra Energia. Segundo Darros, existem 20 acordos de unitização em discussão, dos quais 9 se referem a áreas já em produção. Dessas, 5 estão em estágio mais avançado.
Mudanças na política de conteúdo local são descartadas
Cláudia Schüffner
18/08/2015
Ao descartar ontem mudanças nas regras de conteúdo local para a indústria de petróleo, o secretário de petróleo, gás natural e combustíveis renováveis do Ministério de Minas e Energia (MME), Marco Antonio Almeida, frustrou representantes das petroleiras que participavam do seminário sobre a matriz e segurança energética na Fundação Getulio Vargas (FGV).
Ao dizer que os fornecedores nacionais terão proteção por pouco tempo, sem prever prazos, o secretário justificou a regra dizendo que a indústria precisa de um prazo para que tenha uma curva de aprendizado. As declarações foram um balde de água fria no Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP).
Sem citar a Lava-Jato, o secretário admitiu ser um problema o fato de as grandes empresas brasileiras estarem com dificuldade de obter financiamentos para sustentar seus negócios devido ao crédito limitado. Resumindo a atual situação da indústria, que responde por 13% do PIB do Brasil, Jorge Camargo, presidente do IBP, disse que ela está atualmente diante de três desafios para enfrentar o colapso dos preços do petróleo, que ele chamou de "momento de choque". A indústria mundial de petróleo, segundo o executivo, encontra no Brasil "a pior crise de todos os tempos, com a crise de fora se chocando com a de dentro". Para enfrentar esse panorama, defendeu a necessidade de aumento da competitividade, que dividiu entre os modelos exploratório e regulatório.
Se no primeiro o Brasil é um vencedor, na regulação o país tem ficado para trás. Camargo lembrou que a indústria investiu na faixa de US$ 700 bilhões anuais enquanto no Brasil eles ficaram entre US$ 40 bilhões e US$ 45 bilhões por ano. A questão deixada em aberto pelo presidente do IBP é se o país vai querer desenvolver o pré-sal no "novo ritmo da Petrobras" ou se vai mudar o marco legal.
Sobre a exclusividade da Petrobras no pré-sal, Almeida, do MME, disse que é um "não problema", já que decisão foi política e submetida ao Congresso. Observou ainda que apenas uma área (Libra) foi leiloada nesse regime. E foi enfático ao dizer que não é pelo fato de a Petrobras estar com dificuldade "momentânea de investimento" que o governo irá mudar a política de exploração do pré-sal. Entre as sugestões do IBP para aumentar investimentos no setor estão um calendário mais definido de leilões e a extensão do Repetro, o regime que dispensa o pagamento de impostos na exportação e importação de bens e que vence em 2020.