BRASÍLIA - O Ministério da Infraestrutura vai realizar nesta sexta-feira, 19, o que vem sendo classificado como o maior leilão de arrendamento portuário dos últimos 20 anos, em que será disputado um terminal de combustíveis (STS 08A) no Porto de Santos com investimento previsto em R$ 678,3 milhões, operado atualmente pela Transpetro (empresa do grupo Petrobras).

O plano inicial, no entanto, era maior. O governo ficou sem receber proposta para uma segunda área de terminal de líquidos (STS 08) colocada na praça, também sob administração atual da subsidiária da Petrobras. O Estadão/Broadcast apurou que, apesar de várias empresas terem mostrado interesse no ativo ao longo dos estudos, o leilão foi frustrado, principalmente, pela insegurança quanto à política de preço de combustíveis da estatal, alvo da classe política e do próprio presidente Jair Bolsonaro.

As especulações sobre esse tema interferiram no interesse pelo terminal porque o local é diretamente afetado pela atividade da petroleira. As áreas visam, por exemplo, prover o abastecimento de combustíveis na região metropolitana de São Paulo e atender regiões com déficit de produção de óleo diesel, gasolina e óleos combustíveis por meio do embarque de cabotagem (navegação na costa marítima). Os terrenos conectam-se atualmente ao sistema de dutos que interligam a região da Alamoa à rede da Transpetro-Petrobras.

De acordo com fontes do setor, um forte motivo que afugentou os interessados foi a percepção de risco sobre o futuro do preço de paridade de importação (PPI) adotado pela Petrobras, que, com o aumento sucessivo dos combustíveis, entrou na mira dos políticos nos últimos meses. O movimento é embalado por Bolsonaro, que, para rebater as críticas pelo valor alto da gasolina, deposita insistentemente a "culpa" na política exercida pela estatal. 

A proximidade com as eleições, que tendem a gerar ações mais populistas em Brasília, deixou os investidores desconfiados e com receio de assumir grande volume de investimento diante de um cenário de incertezas - no caso do STS 08, um investimento de R$ 260,6 milhões.

Um dos temores das empresas era de acabar dependente do produto da Petrobras, caso a estatal eventualmente abandone o PPI e pratique preços mais baixos no País. Como uma das hipóteses era movimentação de combustível importado pelo terminal, um descompasso de valores entre esse comércio e o da estatal geraria uma dependência ruim para quem, justamente, contesta o mercado da petroleira.

Com a falta de proposta para o terminal STS 08, a área deverá ser colocada novamente na praça para leilão, mas antes passará por alguns ajustes com a finalidade de mitigar receios apontados pelos investidores. Enquanto isso, o cenário mais provável, segundo fontes, é que o local continue sob operação da Transpetro até um próximo certame, com o contrato de transição que já funciona atualmente para os terminais.

Maior das últimas décadas

Mesmo com esse desfalque para o leilão de sexta, o certame do STS 08A ainda carrega o título de maior leilão de arrendamento portuário nos últimos 20 anos. São quase R$ 700 milhões de investimentos numa área final de 297,3 mil metros quadrados, com conexão dutoviária para a refinaria Presidente Bernardes e o terminal de Cubatão, por meio do qual se conecta com as refinarias existentes no Estado de São Paulo. Uma das apostas no mercado é que a Petrobras acabe arrematando o terminal.

O novo contrato, de 25 anos, deve promover melhorias importantes na área. É nele, por exemplo, que estão as obrigações de investimento para construção de novos berços de atracação. Outra situação que deve ser resolvida é adequação da receita que é paga à autoridade portuária - no caso, o Porto de Santos - pelo uso da região da Alamoa, bastante nobre dentro do complexo portuário. No ano passado, a Transpetro pagou em receita, pelas duas áreas, pouco menos de R$ 30 milhões. Com o novo contrato, apenas para o 08A, a receita média atual passa os R$ 100 milhões.

Além do terminal em Santos, vai a leilão nesta sexta o arrendamento do Complexo Portuário de Imbituba, Santa Catarina, (IMB05), que movimenta granéis líquidos combustíveis ou químicos, proveniente principalmente de Maceió (AL), para abastecer empresas da Região Sul.

RIO E SÃO PAULO - A partir desta semana, o Operador Nacional do Sistema (ONS) já começa a ser mais seletivo no acionamento de usinas termelétricas, após meses funcionando com o máximo da potência do sistema elétrico brasileiro para evitar racionamento ou apagões no horário de ponta, informou o diretor geral do órgão, Luiz Carlos Ciocchi. Mas até abril, o brasileiro ainda verá a conta ser pressionada pela tarifa de escassez hídrica, referente à seca registrada este ano, e o impacto do custo das termelétricas contratadas para atravessar o período seco, que vai de abril a outubro.

A chuva veio antes do esperado, diz Ciocchi, que se preparava para um fim de ano igual ao de 2020, quando as chuvas só chegaram em dezembro e não foram suficientes para recuperar os reservatórios das hidrelétricas. Já este ano, as chuvas chegaram dois meses antes, trazendo alívio para o Sistema Interligado Nacional (SIN), operado pelo ONS.      

“Com essa chegada (das chuvas) antes, e com todo o preparo para uma situação mais extrema, realmente a chuva foi muito bem vinda e hoje a gente pode dizer com tranquilidade que do ponto de vista de escassez hídrica a gente não tem mais nenhuma indicação de problema, nem de energia nem de ponta, está equacionado”, disse Ciocchi ao Broadcast/Estadão.

Ele ressaltou que o operador se preparava para uma situação mais adversa, e que apesar de não se falar em racionamento, antes do início das chuvas já havia alertas de que poderiam ocorrer problemas no horário de ponta (meio da tarde).

“Todas as ações que a gente vem tomando desde outubro do ano passado fazem com que essa chuva agora seja muito bem-vinda, porque agora a gente pode armazenar (água nos reservatórios), pode ser um pouco mais seletivo nos despachos, não precisa levar os reservatórios a um nível de estressamento agudo, como a gente ia ter que fazer”, explicou.

Reservatórios

Os despachos do ONS consistem em ordenar a entrada de unidades geradoras de energia elétrica por ordem de mérito, ou seja, primeiro são liberadas as mais baratas, até chegar nas mais caras. As usinas termelétricas, principalmente as movidas a combustível fóssil, são as que custam mais caro ao sistema, enquanto as hidrelétricas e outras fontes renováveis, como solar e eólica têm menor custo.     

Elevar o nível de armazenagem de água nos reservatórios das hidrelétricas agora é obrigatório por lei, lembrou Ciocchi, referindo-se à emenda incluída na lei que aprovou a privatização da Eletrobras no Congresso Nacional, e que deu quatro anos para a recuperação dessas usinas. Segundo Ciocchi, esse é um processo que não se faz em um ano, mas avaliou que em três anos os reservatórios já estarão em bons níveis.

“Nos níveis que nós chegamos, não conseguimos recuperar os reservatórios em um ano. Para fazer isso tem que economizar água, para economizar água tem que usar as térmicas. Mas nós não vamos encher reservatórios com térmicas de R$ 2,4 mil, então à medida que a gente tenha um pouco mais de folga e se configure com clareza o período chuvoso, a gente vai poder usar térmicas mais baratas para isso”, garantiu. 

Os reservatórios das usinas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, responsáveis por 70% da geração hídrica do País, chegaram ao nível de cerca de 16% em setembro e hoje operam em torno dos 20%. No pior cenário, ou seja, se as chuvas repetissem o que ocorreu em 2020, especialistas previam que os reservatórios poderiam a chegar a 10% no final de 2021.

Para Ciocchi, além das medidas tomadas pelo Ministério de Minas e Energia para superar a crise energética, como a criação da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (Creg), a implantação do programa de Resposta Voluntária da Demanda (RVD) e a campanha para redução do consumo de energia elétrica, foi fundamental ter feito mudanças de algumas vazões mínimas, e que assim deve ocorrer também em 2022.

“O que a gente aplicou este ano e deu mais resultado foi mudar as vazões mínimas das hidrelétricas Jupiá e Porto Primavera (ambas na divisa de Mato Grosso do Sul e São Paulo). Isso já dá uma diferença brutal e consegue espaço para térmicos dentro da ordem do mérito (das mais baratas para as mais caras)”, informou Ciocchi. 

Belo Monte

A expectativa é de que em 2022, o Ministério Público Federal (MPF) e o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Renováveis (Ibama) permitam que a usina hidrelétrica de Belo Monte, no Pará, possa manter a operação prevista, com vazões maiores do que no ano passado. A usina alterna vazões maiores de águas (hidrograma A) e menores (hidrograma B). Este ano foi a vez do hidrograma B, mas existe dúvida se a usina terá permissão para liberar mais água para a produção de energia no ano que vem. 

Segundo o diretor-geral do ONS, o assunto já foi tema de uma conversa na extinta Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (Creg), para que os órgãos de governança do setor elétrico dialogassem com o MPF e com o Ibama, para evitar novas ações judiciais estabeleçam vazões diferentes para o Rio Xingu, onde fica a hidrelétrica. 

“Nem de longe a gente está numa situação normal (de armazenamento de água nos reservatórios das hidrelétricas), e a não manutenção do hidrograma A pode ser bastante complicada para o setor elétrico brasileiro”, afirmou Ciocchi.  

A operação de Belo Monte em sua capacidade total pode economizar 2,5 pontos percentuais nos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste, uma vez que a maior parte da energia produzida na usina é exportada para o principal centro de carga do País. A hidrelétrica tem capacidade instalada de 11.233,1 megawatts (MW) e quantidade média de geração de 4.571 MW. 

Segundo o presidente da Norte Energia, dona de Belo Monte, Paulo Roberto Pinto, já tem sido mostrado ao governo a necessidade de se manter o combinado, monitorando todos os possíveis impactos ambientais.  

“Usando a hidrograma A sou capaz de gerar mais 1,12 mil megawatts-médio (MWmed) do que gerei este ano a um preço de R$ 144 o megawatt-hora (MWh), e evitar a emissão de 3,6 milhões de toneladas de CO2 na atmosfera nos sete meses que Belo Monte opera”, explicou Pinto, destacando que com isso seria evitado o uso de térmicas que custam mais de R$ 2,5 mil o MWh.

Redução voluntária

Sobre a suspensão do programa de Resposta Voluntária da Demanda (RDV), criticada por agentes do setor elétrico, Ciocchi informou que pode voltar a qualquer momento, desde que haja necessidade.

Por meio do RDV, grandes consumidores industriais deslocam seu horário de consumo ou reduzem sua demanda de energia e recebem uma compensação financeira pela contribuição ao sistema. Esse valor é posteriormente rateado entre todos os consumidores de energia do mercado regulado. 

De acordo com Ciocchi, a suspensão do programa ocorreu porque o Operador identificou que não há mais risco de faltar energia, mesmo que em horários de maior estresse do sistema, como o fim da tarde, o que já não justificaria os custos do programa. “O programa teve uma aceitação muito boa, mas eu não preciso de ponta agora. Em dezembro vamos avaliar”, disse.

O fim do programa pegou o mercado de surpresa, com críticas principalmente da associação dos grandes consumidores de energia e do mercado livre, Abrace, que não vê motivos para um programa voluntário deixe de ser usado para poupar energia. Para Cocchi, a reação não tem fundamento e tudo será esclarecido com os agentes do setor.

“O programa está ai, está criado, e vai ser utilizado de acordo com a necessidade. Vamos conversar com a Abrace para ver o que precisa fazer para dar uma estabilidade maior, estamos abertos para esse tipo de sugestão”, afirmou.