Entenda por que a dependência das térmicas pesa tanto na conta de luz

Alta dos combustíveis, preço atrelado ao mercado internacional e parque térmico antigo são algumas das explicações

Stéfano Sallesda CNN

no Rio de Janeiro

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As usinas termelétricas têm contribuído para suprir a carência provocada pela baixa dos reservatórios das hidrelétricas brasileiras, mas o custo de produção da energia tem transformado na vilã responsável pelo aumento da conta de luz e pela instauração da nova bandeira tarifária imposta pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Mas, por qual motivo a energia gerada pelas térmicas custa tão mais caro que a das demais fontes? A CNN foi em busca de respostas.

Entre os especialistas, é consenso que as termelétricas produzem energia mais cara em condições normais e representam um sistema de backup. É uma espécie de seguro, concebido para não ser acionado.

Diferentemente das usinas hidrelétricas, eólicas e solar, movidas por forças da natureza, elas precisam de combustíveis para funcionar. Principalmente, óleo diesel, gás natural e gás natural líquido (GNL), commodities que têm seus preços atrelados ao mercado internacional, e que não podem ser reaproveitados. Exatamente como a gasolina dos postos.

“Estarmos submetidos a um preço internacional dos combustíveis, mesmo tendo produção local de gás. E há ainda o fator câmbio. Com o real tão desvalorizado frente ao dólar, tudo fica mais caro. Uma termelétrica tem custos fixos e variáveis. Os fixos são para a disponibilidade, e os variáveis têm a ver com o gasto de combustível. Elas foram contratadas para despachar energia pontualmente, e não de maneira contínua como tem acontecido”, explica Clarice Ferraz, pesquisadora do Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Elétrico (Ilumina).

Para garantir a oferta de eletricidade, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) tem recorrido a todas as possibilidades disponíveis. O que inclui até mesmo usinas que cobram R$ 2,4 mil por megawatt, caso da termelétrica de William Arjona, em Cuiabá (MS).

A informação consta no sumário semanal do Programa Mensal de Operação (PMO), um documento público do ONS. A unidade estava fora de operações por quatro anos e sofreu intervenções para voltar a funcionar.

Embora o país tenha usinas termelétricas novas, como a Gás Natural do Açu (GNA-I), a segunda maior do país, inaugurada no início do mês, em São João da Barra, no Norte Fluminense (com megawatt a R$ 552,60), o parque termelétrico brasileiro conta com muitas usinas antigas. Elas são apontadas como menos eficientes. Isto é: gastam mais combustível para produzir menos energia.

Professor do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação Getúlio Vargas (FGV Ceri), Diogo Lisbona concorda que o parque térmico brasileiro tem problemas que ampliam os custos, mas aponta que o valor da usina de Cuiabá destoa da média praticada pelo mercado brasileiro. Para ele, a indisponibilidade de novas usinas tende a manter as mais problemáticas em atividade por mais tempo.

“Há algumas térmicas com custo variável muito alto, mas isto é marginal. Essa usina voltou à operação recentemente e agora pode rodar a diesel com um preço inferior ao gás. É um contrato com custo muito alto em um momento de escassez, mas é uma exceção de custo. Temos de fato um parque termelétrico velho. Muitas usinas no fim da vida útil e de contrato. É um problema que está posto à mesa, porque não poderemos descomissioná-las. Precisaremos contratá-las e ter um fluxo de renda para que sejam renovados”, avalia Lisbona.

De acordo com o ONS, as usinas térmicas movidas a gás natural e a GNL correspondem a 8,9% do parque térmico brasileiro. As que têm óleo diesel como combustível representam 2,5%. Um dado que incomoda o mercado. “Ainda termos usinas que queimam óleo diesel é muito subdesenvolvimento”, critica Clarice Ferraz.

em São João da Barra, no Norte Fluminense
Termelétricas demandam combustíveis para funcionar, e preços variam

Desafio do gás natural

Boa parte das novas termelétricas tem sido projetada para o Rio de Janeiro, na expectativa de usufruir do gás natural do estado que abriga 65% das reservas brasileiras provadas da commodity. Só no Rio há mais gás que toda a Bolívia, país de onde o Brasil mais importa o produto.

No entanto, a falta de investimentos em infraestrutura impede que ele seja aproveitado em larga escala no país, a preço de mercado ou a custos subsidiados. Isto porque a maior parte das reservas está na camada do pré-sal, a 300 quilômetros da costa.

Essa localização faz com que sejam necessários pesados investimentos em gasodutos para transportá-lo. Estruturas que, além de custarem caro, demandam anos de construção e tem retorno de investimento a médio ou longo prazo.

Tudo isso em um momento no qual o mercado tem se esforçado para reduzir as emissões de carbono e dado preferência a injeções de capital em fontes renováveis.

Atualmente, há dois gasodutos da Petrobras em operação. Um terceiro, Rota 3, tem previsão de começar a operar em 2022. Professor de Economia da Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro (UFRRJ), Israel Sanches Marcellino entende que o gás natural do Rio de Janeiro tem forte potencial para ser utilizado na indústria e no setor elétrico, mas reforça o gargalo que há na infraestrutura para que isto aconteça.

“Além dos custos de produção, há os de transação, para viabilizar um negócio permeado por diferentes riscos e incertezas que fazem com que a iniciativa privada encontre dificuldades para prover todas as condições. Há demanda, e a crise energética comprova isto. Mas temos uma visão econômica de curto prazo, que ignora mudanças nas condições estruturais do mercado e negligencia imperativos de segurança energética e sustentabilidade ambiental, apostando na importação de GNL como opção razoável para um território assentado sobre um volume de reservas de gás natural maior que de países inteiros só no Rio de Janeiro”, afirma.

Com o passar do tempo, com as metas de redução de emissões de carbono até 2050 e o avanço das discussões internacionais sobre precificação de créditos de carbono para agentes poluidores, o ambiente parece desfavorável, entre os especialistas, para que o Brasil possa ampliar o uso dessa reserva, como aponta Clarice Ferraz.

“É um tipo de investimento que, nesse ambiente, não faz sentido. A molécula pode ser gratuita, mas os custos de infraestrutura são enormes. É o tipo de investimento que levaria 30 anos para ser monetizado, mas só poderia ser utilizado por 20, por exemplo”, diz.

Para Sanches Marcellino, outro problema pode adiante travar ainda mais o potencial de exploração das reservas brasileiras de gás natural: a opção momentânea pelo GNL.

“O atual preço de mercado do gás, elevado, não é causa da baixa indução do mercado, mas consequência dela. O GNL mais barato vai se tornar barreia para o gás natural brasileiro e vamos nos inserir de forma subordinada e dependente no processo de transição energética”, conclui.

A CNN procurou o Ministério de Minas e Energia para comentar as falas dos especialistas e aguarda retorno.

Principais usinas em construção ou em obras

  • 2023: Marlim Azul, em Macaé-RJ (585,5 MW); Prosperidade III, em Camaçari-BA (50,2 MW); Pecém II e Camaçari Murici, ambas em Dias d’Ávila-BA, com capacidade para 144 MW cada.
  • 2024: GNAII, em São João da Barra-RJ (1,6 mil MW) e Parnaíba V, em Santo Antônio dos Lopes-MA (385,7 MW).
  • 2025: Nova Venécia 2, em Santo Antônio dos Lopes-MA (92,2MW); Novo Tempo Barcarena, em Barcarena-PA (604,5 MW) e Prosperidade II, em Camaçari-BA (27,4 MW).
  • 2026: Angra 3, em Angra dos Reis-RJ (1,4 mil MW)

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