Bertin desafia engenharia e tempo para erguer usinas

Grupo tem dois meses para construir sete termelétricas

• 8 Nov 2010
• Valor Economico
• Josette Goulart
• De São Paulo

A menos de dois meses da data oficial na qual deveria colocar em operação sete usinas termelétricas com capacidade de 1.400 megawatts (MW), o grupo Bertin tenta desafiar o calendário e a engenharia. As licenças ambientais foram obtidas há menos de dois meses, as turbinas sequer embarcaram rumo ao Brasil vindas da Europa e Estados Unidos, mas mesmo assim o grupo garante que elas estarão operando a partir de fevereiro. Mas os desafios não param por aí. Em pouco mais de dois anos a empresa ainda precisa erguer outras 23 usinas termelétricas que juntas vão somar 5.000 MW. Nesse curto espaço de tempo, o grupo terá que bancar R$ 7,5 bilhões para colocar os empreendimentos em operação.

As térmicas atrasadas do Bertin fazem parte de um grupo de pelo menos 2.400 MW vendidos entre 2007 e 2008 em leilões do governo federal que estão com seus cronogramas comprometidos. Além do grupo que se originou do frigorífico do mesmo nome, outra empresa com problemas é a Multiner, que tenta colocar em funcionamento 660 MW. Metade disso deveria ter começado este ano, mas por problemas de licenciamento não tem mais data para operar. Já a outra metade, prevista para janeiro de 2011, não deve ficar pronta antes do segundo semestre, apesar de as turbinas também já estarem prontas para serem embarcadas, a exemplo do caso do Bertin.

Se observada a experiência de projetos parecidos, a missão de José Malta, presidente da Bertin Energia, de entregar as usinas em fevereiro é considerada quase impossível. A CPFL, por exemplo, comprou em setembro do ano passado o controle de duas termelétricas na Paraíba que passavam por dificuldades financeiras. As duas somam 340 MW e quando a CPFL assumiu as turbinas já estavam prontas, produzidas pela empresa alemã MAN, a mesma que fornece para o projeto Aratu da Bertin. As turbinas só chegaram ao Brasil em março e mesmo depois de entregues a CPFL ainda não terminou a construção da usina. “Só de tubulação de óleo combustível estamos falando de 800 toneladas que precisam ser colocadas na usina depois que chegam as turbinas”, diz o diretor da CPFL, José Ferreira Abdal. “Hoje temos mais de 1.200 homens trabalhando.”

As térmicas da CPFL sofreram umatraso de 40 dias por causa das chuvas fortes no litoral nordestino neste ano. Mesmo que não tivesse registrado esse atraso, as usinas teriam ficado prontas em outubro, seis meses após a entrega. “Nosso fornecedor disse que levaríamos 20 meses para colocar a usina em funcionamento e a fizemos em 14 meses”, diz Abdal. Ao todo, a empresa investirá R$ 700 milhões. Parte será financiado pelo BNB e outra parte pelo BNDES.

Já as turbinas da Bertin serão financiadas pelo Hermes, do KfW alemão. Segundo Malta, há duas semanas o financiamento de € 350 milhões foi fechado. Outra parte dos R$ 1,5 bilhão do investimento a ser feito na Bahia vai ser financiada pelo BNDES, segundo Malta. De capital próprio, o grupo já aportou R$ 450 milhões. As seis termelétricas de Aratu já possuem licença ambiental desde setembro, segundo o presidente, apesar de o relatório de fiscalização da Aneel de outubro dizer o contrário.

A empresa também trabalha para colocar em operação a usina José de Alencar, movida a gás natural. A usina foi adquirida do grupo Thermes que, a exemplo dos antigos donos das térmicas compradas pela CPFL, não teve capacidade de investir no projeto, vendido em 2008. Duas turbinas já prontas da GE foram adquiridas recentemente e a terceira será entregue em outubro. Até lá, segundo Malta, a empresa pretende alugar turbinas. “Queremos mostrar que temos compromisso.”

O tema dos atrasos das usinas é frequente em rodas de agentes do setor elétrico, que não se cansam de dizer que o Bertin tem o apoio do governo desde que ajudou a criar concorrência no leilão da hidrelétrica de Belo Monte. Além da construtora do grupo ter participado, também o consórcio do leilão foi viabilizado com a Gaia Energia que é considerada autoprodutora. Na Aneel, os projetos das térmicas já tiveram várias multas por atrasos e a tentativa é de convencer a agência de que quem atrasou o cronograma foi o próprio ministério. Quando foi à leilão, as térmicas da Bertin eram em sociedade com a Equipav. A empresa comprou controle. Em seis das usinas fez sociedade com o FI FGTS e em três com a Petrobras.

Vantagens ambientais do bagaço

• 20 Oct 2010
• Valor Economico
• (E.C.R.)
• De São Paulo

A energia elétrica que vem da transformação do bagaço de canade-açúcar conta com vantagens de peso em relação às fontes fósseis (petróleo, carvão e gás). Ela é renovável, com emissão zero de gás carbônico, umavez que a fotossíntese da planta e a combustão de etanol combustível funcionam como compensação pelo CO2 consumido no processo de produção e transporte. Esse é um dos aspectos mais positivos da biomassa da cana, especialmente quando comparado com 550 kg de gás carbônico emitidos a cada 1 MW/h gerado por óleo diesel, de acordo com estudos da União Europeia.

SILVIA COSTANTI/VALORJosé Carlos Grubisich, da ETH: participação em leilões oficiais de energia elétrica contribui para o fluxo de caixa

O bagaço, resultado da moagem da cana para a produção de açúcar e etanol, deixou de ser um problema nas usinas para se tornar parte do processo industrial. Começou a ser usado para a geração de energia térmica e mecânica para o funcionamento das unidades. Numa segunda fase, as usinas passaram a obter energia elétrica suficiente para exportar para a rede.

Vista inicialmente com desconfiança, porque não é produzida o ano inteiro, a energia elétrica proveniente da cana passou, nesta década, a ser encarada como um fator de segurança no fornecimento de eletricidade, uma vez que é oferecida no período em que os reservatórios das hidrelétricas da região Centro-Sul, que concentra o maior número de usinas no país, estão mais vulneráveis à seca.

“Para cada 1 mil MW/médio de bioeletricidade de abril a novembro há economia de 4% dos reservatórios no período da seca”, diz Zilmar José de Souza, assessor de bioletricidade da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), citando dados do Operador Nacional do Sistema (ONS).

Assim, a complementaridade em relação à hidroeletricidade é uma das vantagens notáveis dessa biomassa. “A energia proveniente do bagaço de cana é equivalente a de Itaipu”, afirma o diretor fundador do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (CBIE), Adriano Pires.

O fato de fornecer energia no período de seca tem levado a Unica a defender que essa característica sazonal seja reconhecida pelo governo federal, por meio de preços mais remuneradores em leilões. No entanto, essa reivindicação não tem encontrado eco nas esferas oficiais.

Oferta de bioeletricidade aumenta 14%

Das 434 usinas de açúcar e álcool existentes no país, uma centena produz excedente para a rede

• 20 Oct 2010
• Valor Economico
• Ellen Cordeiro de Rezende Valor
• Para o , de São Paulo

Potencial é o que não falta para que a geração de energia elétrica em térmicas de biomassa de canade-açúcar tenha destaque entre as fontes limpas. O último Plano Decenal da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para 2010-2019 prevê que o potencial de cogeração salte de 10,5 GW para 17,4 GW no período. No entanto, esse mercado se ressente de sinalizações dadas pelo governo por meio da regularidade nos leilões.

Só em 2010 o aumento da oferta de energia elétrica proveniente do bagaço pode chegar a 14% em relação à safra passada. Segundo o assessor de bioeletricidade da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), Zilmar José de Souza, 100 das 434 usinas brasileiras produzem excedente de energia elétrica exportado para a rede, fornecendo 670 MW/médio em 2009, número que deve saltar para 1050 MW/médio este ano. Para ele, a cogeração representa cerca de 3% da energia gerada no país, mas há capacidade instalada para fornecer 5%.

Isso é pouco diante do potencial de geração de energia. “Temos três usinas de Belo Monte adormecidas nos canaviais”, diz Zilmar de Souza. Na sua avaliação, o recente crescimento da participação da biomassa da cana na matriz energética brasileira é resultado dos leilões realizados em 2007 e 2008, com a contratação de fornecimento com cinco anos de antecedência.

A Unica tem defendido a regularidade na contratação de energia de biomassa. Além da regularidade, a entidade propõe leilões específicos para esse tipo de energia. “É importante que haja a contratação de pelo menos 1.500 MW ao ano para manter a estrutura atual não só das usinascomo a indústria de bens de capital que fornece caldeiras e turbinas para esses empreendimentos.”

O último leilão, realizado em agosto de 2010 pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), teve pouca presença da energia de biomassa, com a contratação de apenas 12 projetos, em comparação com a eólica, que somou 70 projetos. Zilmar de Souza atribui o fraco desempenho não só ao preço pouco atrativo, como à falta de isonomia em relação a outras fontes renováveis. Segundo ele, por se concentrar no Nordeste, a energia eólica se beneficia de créditos do Fundo Constitucional do Nordeste do BNB e vantagens tributárias que não se aplicam a outras fontes.

A regularidade dos leilões e a isonomia entre as fontes foram defendidas também pelo diretor fundador do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (CBIE), Adriano Pires. “O Brasil se encontra diante do desafio de aumentar a produção de energia nos próximos anos sem ir contra a tendência mundial de reduzir as emissões de CO2.” Outro ponto que precisa ser enfocado é dar igualdade de competitividade entre as usinas de açúcar e de etanol. “Há usinas de diferentes idades tecnológicas, e as mais velhas demandam mais investimentos em sua modernização.”

A participação em leilões de energia de reserva tem se mostrado um negócio interessante para as usinas mais novas. É considerada um bom negócio para a ETH Bioenergia, empresa focada na produção de etanol e na geração de energia elétrica em nove unidades de produção em São Paulo, Goiás, Mato Grosso de Sul e, a partir de novembro de 2010, Mato Grosso. “O nosso interesse é a bioenergia, que tem espaço para crescer tanto no consumo de etanol como no de energia elétrica, enquanto a demanda por açúcar tem crescimento vegetativo”, afirma o diretor-presidente da ETH Bioenergia, José Carlos Grubisich.

Para ele, a participação em leilões oficiais de energia contribui para o fluxo de caixa. O grupo já investiu R$ 3,8 bilhões e planeja aportes adicionais de R$ 3,5 bilhões para moer 40 milhões de toneladas de cana em 2012, resultando em 3 bilhões de litros de etanol e 2,7 mil GWh de energia elétrica e 600 mil toneladas de açúcar. De acordo com Grubisich, 90% da energia exportada pela companhia é negociada em leilão oficial e o restante vai para o mercado livre.

Mais do que o valor da energia negociada nos leilões oficiais — o preço de abertura do leilão de agosto ficou abaixo do certame anterior —, o problema da cogeração é a falta de regularidade nesses certames. “O planejamento de uma usina sucroalcooleira demanda mais tempo, que vai da área a ser plantada às instalações industriais”, diz Grubisich.

Pioneiro da cogeração de energia, o grupo Cerradinho, comduas usinas em São Paulo e uma em Goiás, também tem seu foco na produção de etanol e energia elétrica em sua unidade goiana de Porto das Águas. “Esse projeto foi concebido dessa forma para maximizar a geração de energia”, diz Herbert Moraes, gerente de geração. A empresa, que contava com um projeto de cogeração em 2000, beneficiou-se da preocupação com o risco de apagão no início da década. “Até então a geração de energia da biomassa da cana era vista com desconfiança”, diz.

Termelétricas devem continuar a ser muito utilizadas até 2013

• 20 Oct 2010
• Valor Economico
• Rogério Godinho Valor
• Para o , de São Paulo

O Brasil está sendo movido a usinas termelétricas. Ou, pelo menos, usando muito mais óleo combustível, gás natural e carvão — os resíduos fósseis que movem as usinas — do que deveria. Cerca de 16% da energia efetivamente gerada na primeira quinzena de outubro veio desses combustíveis. Embora o governo federal tenha sinalizado uma mudança de rota, as usinas termelétricas devem ser ainda mais usadas até 2013, com uso crescente do óleo combustível. O impacto será no meio ambiente e no bolso do consumidor.

O principal problema é que, originalmente, as térmicas deveriam ser utilizadas como uma reserva. Especialistas acreditam que tais fontes de energia devem naturalmente responder por até 30% da oferta. Hoje, ainda respondem por 21%. Mas este percentual trata apenas da oferta de energia; portanto, a ser usada somente em caso de falta de chuva (ainda nossa fonte de energia principal, graças às hidrelétricas). Mas, em 2010, a teoria virou prática. E cada vez mais as usinas termelétricas estão sendo usadas.

A mudança começou com o receio do governo federal em correr o risco de novos apagões. O sistema trabalhava com um risco de 5%, o que significava um problema sério a cada 20 anos. Hoje, não se aceita mais esse risco político, principalmente porque o sistema acumulava uma chance de 50% de sofrer apagões. Sem alternativas, o governo apostou nas termelétricas, guiado pelo critério de segurança e intolerância a riscos elaborado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Chegou a hora de pagar o preço.

É como se o consumidor brasileiro já tivesse comprado o combustível; ele está dentro do tanque e agora não resta alternativa a não ser usar. Mas a poluição está saindo do escapamento. O primeiro a sofrer é o meio ambiente, porque na hora em que o óleo e o gás são queimados nas usinas. O óleo combustível, o que mais cresceu, joga 0,65 tonelada de dióxido de carbono para cada Megawatt (MW) gerado.

Depois, vem o prejuízo para o bolso. De acordo com estudo da PSR Consultoria, a tarifa deve aumentar em quase 28% até 2015 e pelo menos 60% desse aumento se deve à contratação de energia nova. Em especial, as termelétricas. Até até julho, R$ 700 bilhões foram gastos com geração térmica para manter a reserva de energia brasileira no nível adequado. A situação deve permanecer até novembro, quando começa o período chuvoso. Não deveria ser assim, mas a situação tem tudo para piorar no biênio de 2012 e 2013.

A ascensão das térmicas foi reforçada nos leilões de 2007 e em 2008. E foi nesse biênio que o óleo combustível ganhou destaque. No primeiro ano, onde se leiloou a energia a ser produzida em 2010, entrou somente essa fonte de energia. No segundo ano, 17 novas usinas movidas a combustíveis fósseis foram leiloadas; esses 2.348 MW ainda não entraram em produção, mas devem alterar ainda mais a matriz energética brasileira.

O uso do óleo combustível aumentou em decorrência da dificuldade de utilizar o gás natural. Após o problema na Bolívia, a Petrobras passou a sinalizar um preço mais alto. Chegou a ser vendido a US$ 14 dólares por milhão de BTU para a indústria e o governo federal pressionou para baixar. Hoje, é vendido na faixa de US$ 4 dólares. “É provável que se estabilize entre US$ 6 e US$ 8 no futuro”, diz Jorge Trinkenreich, da PSR Consultoria. Além disso, o gás natural exige investimentos em gasodutos e precisa ser comprado mesmo que o sistema não precise, o que obriga uma geração mínima constante. Entre o final de 2009 e este ano, o governo percebeu o exagero e resolveu mudar o direcionamento.

Quatro Estados são candidatos a instalação de usinas nucleares

• 20 Oct 2010
• Valor Economico
• Rosangela Capozoli Valor
• Para o , de São Paulo

Líder mundial na produção de energia renovável, o Brasil não quer ficar atrás na geração de energia nuclear. Além de Angra I e Angra II, que operam a pleno vapor, a terceira das usinas, Angra III, tem data marcada para o início dos testes: segundo semestre de 2015. A intenção é que no final do mesmo ano — a usina com 1.405 Megawatts (MW) — possa ser integrada ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Hoje, Angra I fornece 640 MW enquanto a Angra II produz 1.350 MW.

DIVULGAÇÃOBrasil vai precisar de mais 4 mil MW de energia nuclear, cujas usinas custam cerca de R$ 9 bilhões cada uma

Estudos feitos pela Eletronuclear, empresa da Eletrobrás, responsável pelas usinas nucleares, detectaram a necessidade de construção de mais quatro usinas, totalizando 4 milMW. Essas novas geradoras de energia serão instaladas nas regiões Nordeste e Sudeste e quatro Estados se candidataram a sediá-las: Bahia, Alagoas, Sergipe e Pernambuco. O governo não confirmou qual deles poderá receber a próxima usina. Dados da Eletronuclear, dão conta que duas das quatro usinas serão no Nordeste e custarão cerca de R$ 9 bilhões cada uma. A previsão é que a primeira entre em operação em 2019 e a segunda em 2021.

“A faixa litorânea entre Salvador e Recife é considerada de interesse para a construção de duas usinas. O Brasil está passando por um período de crescimento acelerado e só será viável se houver um crescimento correspondente na oferta de geração elétrica”, diz Leonam dos Santos Guimarães, assistente da presidência da Eletrobrás Eletronuclear. Segundo ele, o Plano Nacional de Energia de 2030 está em revisão e até o início do próximo ano será lançado o plano com a revisão 2035.

“Verificamos a necessidade, depois de Angra III, da entrada em operação entre 2016 e 2030 de mais 4 mil MW nucleares”, diz. Esses estudos começaram no final de 2008 dentro de normas internacionais e dividido em quatro etapas. “As duas primeiras fases foram concluídas no ano passado e a região de maior interesse é o litoral de Salvador até Recife, e o Vale dos grandes rios que desembocam nesse litoral.”

Outras pesquisas também estão em andamento. “Paralelo a esses estudos, iniciamos outras na região Sul. A programação prevê estender as pesquisas para o restodo Brasil”, conta. O fato de ampliar os estudos não significa, necessariamente, que serão instaladas usinas no resto do país. “É importante que o planejador energético tenha conhecimento de quais seriam os locais que tecnicamente são viáveis para receber uma instalação de central nuclear em todo o território brasileiro”, destaca. Esse levantamento está sendo feito em parceria com a Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), órgão ligado ao Ministério das Minas e Energia.

Para Santos Guimarães, o Brasil avançou na aquisição de tecnologia para a implantação de usinas nucleares. “Das duas usinas instaladas no Brasil, a segunda foi construída com amplo processo de transferência tecnológica.” Na terceira, segundo ele, o índice de nacionalização de equipamentos deve chegar a 54% contra 50,4% Angra II. Para as futuras usinas, a meta é atingir 70%. Os investimentosem Angra III totalizarão de R$ 9 bilhões, com 30% de gastos no exterior e o restante no país.

Segundo a Agência Internacional de Energia Atômica (AEIA, na sigla em inglês), em abril de 2010 existiam 438 reatores de energia nuclear no mundo e outros 60 em construção. Dados da AEIA mostram que 14% da energia gerada no mundo em 2007 era nuclear. No Brasil, a participação da fonte nuclear atualmente é de 2% a 3% da matriz energética. Em 2030, o percentual será o mesmo, mas com o aumento de usinas hidrelétricas, a geração nuclear também subirá, segundo Maurício Tolmasquim, presidente da EPE. Ele entende que “a energia nuclear éumaalternativa para quando o potencial hidrelétrico acabar, o que deve acontecer em 2025 ou 2030. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a capacidade atual de geração de energia nuclear no Brasil é de 2.007MW. O maior parque nuclear está nos Estados Unidos, com 104 usinas que respondem por cerca de 20% de toda a eletricidade gerada no país.