Meio Ambiente – Crise hídrica eleva risco de paradas inesperadas

Indústria química teme paradas não previstas por falta de energia, além da elevação dos custos

Risco de apagão motiva setor a adotar medidas protetivas

Em época crítica para o suprimento de energia no país, principalmente na região mais industrializada, o Sudeste, onde os reservatórios de água das hidrelétricas devem chegar aos seus piores níveis da história em novembro, o temor principal da indústria química é o risco de apagões.

E o problema aí não é apenas ficar sem energia para produzir, mas também sofrer com uma série de consequências que uma indústria como a química, que opera em processos contínuos, 24 horas por dia, precisa evitar a qualquer custo.

Os desabastecimentos inesperados interrompem e alteram reações nos reatores, causam perdas de catalisadores, enfim se refletem em prejuízo de matérias-primas, transtornos e com o tempo para retomar a produção, o que não acontece da noite para o dia.

“Isso sem dúvida é o que mais preocupa o setor com a crise hídrica”, disse a diretora de economia e estatística da Abiquim, Fátima Giovanna Coviello Ferreira.

Não à toa, muitos investimentos importantes e recentes da indústria em autogeração de energia são pautados, segundo os próprios protagonistas, em uma primeira ordem de importância pela segurança energética e, somente no segundo nível de motivação, pelos ganhos no custo produtivo.

E isso tem se mostrado possível com a assinatura de contratos de longo prazo (PPAs, do inglês power purchase agreement) com geradores de energia, em acordos que muitas vezes envolvem sociedades em parques eólicos e solares, as duas fontes de energia em evolução no país e com os preços mais baixos do mercado.

O cenário ocorre, por exemplo, nos investimentos da eletrointensiva Unipar, produtora de cloro-soda e PVC com unidades nas cidades paulistas de Santo André e Cubatão.

A empresa tem entrado como sócia em parques eólicos e solares para ter garantia de suprimento de longo prazo, também a um custo competitivo, para entre outras demandas poder suportar a previsão de aumento no consumo de até 40% em cloro e PVC no país nos próximos anos, decorrente do novo marco do saneamento.

No ano passado, a empresa entrou como sócia igualitária da geradora AES Brasil no complexo eólico Tucano, fase I, na Bahia, de 155 MW, que entrará em operação no fim de 2022.

Na sociedade do empreendimento, a Unipar garantiu 60 MW médios do parque, em contrato de 20 anos, o que equivale a um terço do consumo das duas fábricas.

Como autoprodutora, a empresa tem a vantagem de se isentar de encargos setoriais de grandes consumidores de energia e ainda garante desconto de 50% pelo uso do fio (tarifas de transmissão), subsídio para energia renovável que cairá para novos empreendimentos a partir do próximo ano.

Além desse contrato, a Unipar fechou outro em julho deste ano, agora com a Atlas Renewable Energy para ter sociedade no complexo solar Lar do Sol Casablanca I, de 239 MW de potência instalada, em Pirapora, no norte de Minas Gerais.

O acordo deu origem a uma joint venture e a um PPA de 19 anos que atenderá 20% da demanda energética da Unipar e cuja energia visa a unidade de cloro-soda de Cubatão-SP.

Com isso, juntando a energia do parque eólico com a AES, a unidade de alto consumo no litoral sul paulista terá 85% da demanda suprida por fontes renováveis.

Nesse acordo, a Unipar entrou com 10% na sociedade com a Atlas, o suficiente para torná-la autoprodutora. Com 40 MW médios garantidos para a empresa química, o restante da energia do parque solar será comercializado no mercado livre de energia, em outros contratos menores ou no chamado mercado spot.

A meta é a de que a usina entre em operação no primeiro semestre de 2022.

Outro exemplo de grupo petroquímico apostando nessa modalidade de autoprodução em sociedade com empreendedores de energia renovável é a Braskem.

Em janeiro, a empresa assinou contrato de mais de R$ 1 bilhão com a Casa dos Ventos, uma das principais geradoras e empreendedoras do setor eólico, para entrar como sócia minoritária em uma das SPEs (sociedades de propósito específico) no parque Rio do Vento, no Rio Grande do Norte, de 504 MW de potência instalada.

O acordo inclui um contrato de compra de energia de longo prazo por 20 anos e passa a valer quando a usina eólica entrar em operação em 2023.

A Braskem assinou também, em 2020, dois outros PPAs com usinas de energia renovável. Em março, foi com a francesa Voltalia, para ter parte da energia do complexo solar Serra do Mel, no Rio Grande do Norte, de 270 MW, que começou a ser construído em setembro de 2021. Trata-se de PPA de 20 anos, cujos detalhes não se tornaram públicos.

Em junho do ano passado, foi a vez de a Braskem se associar à empreendedora Canadian Solar para garantir energia de usina solar fotovoltaica que será construída em Minas Gerais, de 152 MWp (mega Watts de pico), para geração de 22 mil MWh por mês.

No fim de 2018, a empresa já tinha firmado outro contrato de longo prazo com a EDF Renewables, para o parque eólico Folha Larga Norte, na Bahia, de 344 MW, que entrou em operação no começo deste ano.

Outra grande do setor, a Dow, tem contrato de longo prazo (15 anos) com a Atlas Renewable Energy, que passará a fornecer em breve mais de 440 GWh/ano de energia solar gerada da usina solar Jacarandá, de Juazeiro (BA), com capacidade instalada de 187 MWp e que entrou em operação para atender esse PPA e outros no mercado livre.

O contrato vai atender boa parte das necessidades da fábrica da Dow em Aratu-BA.

Além da garantia de energia barata, a Dow com o contrato procura atender o compromisso de utilizar 750 MW de sua demanda de energia a partir de fontes renováveis até 2025.

Em agosto, por exemplo, a indústria anunciou que seu centro de inovação em Jundiaí-SP passou a usar apenas energia renovável, adquirida no mercado livre.

Renováveis em expansão – Exemplos como estes não param de surgir e tendem a ser cada vez mais frequentes nos próximos anos, tendo em vista os investimentos previstos em geração eólica e solar no Brasil. Isso principalmente porque os PPAs com os grandes consumidores de energia, notadamente indústrias de vários setores, mas também empresas de varejo ou de telecomunicações, garantem a financiabilidade dos projetos voltados para o mercado livre de energia, hoje o grande motor dos investimentos em renováveis.

No setor eólico, a previsão é a de que até o fim do ano entrem em operação mais 3,2 GW de capacidade instalada, elevando a potência total da fonte no país para 20,9 GW, segundo projeção da consultoria ePowerbay.

Tendo como base pedidos de outorga, projetos na base de acompanhamento da Aneel e planejamentos de investidores, a previsão no longo prazo é a de que a fonte chegue a uma potência instalada de 30,2 GW em 2024.

Em solar, ao se considerar apenas as usinas centralizadas de grande porte (sem contar a geração distribuída, de usinas de menor porte, até 5 MW, que somam 7 GW), a capacidade instalada no país atual é de apenas 3,5 GW.

Mas a potência total logo chegará a 28,2 GW, com 736 parques, já que este é o total das usinas outorgadas pela Aneel, das que foram contratadas em leilões do governo nos últimos anos, além das usinas já em operação.

Segundo estimativas da consultoria Greener, até 2022, mais 4,1 GW de usinas de grande porte devem entrar em operação.

A mesma consultoria também levantou que há 13,3 GW de outorgas de usinas fotovoltaicas voltadas para o mercado livre, sendo que 8,4 GW delas contam com PPAs assinados, o que viabiliza o financiamento dos projetos.

Entre os setores com mais demandas por esses contratos, segundo a Greener, estão o setor químico e o de mineração.

RVD – Mas é bom lembrar que a segurança energética é apenas o primeiro motivo para os investimentos em autoprodução e em estratégias de compra de energia de longo prazo no mercado livre.

O custo crescente com o insumo, que em média representa 20% do total do setor e, em casos dos energointensivos, até 50%, é a outra grande preocupação, em quase pé de igualdade com a primeira, principalmente depois da crise hídrica, que agravou o cenário.

Para o diretor técnico da Associação Brasliera dos Grandes Consumidores de Energia e de Consumidores Livres, a Abrace, Fillipe Soares, a situação está desafiadora para a indústria.

Além dos aumentos generalizados de custos, o que inclui escassez global de matéria-prima e de logística, com a crise hídrica os impactos se mostraram preocupantes desde outubro de 2020, quando o país passou a acionar as usinas térmicas mais caras, com valores de até R$ 2.400/MWh, para não sobrecarregar as hidrelétricas com reservatórios em declínio.

“A situação de escassez ficou pública em maio deste ano, mas as indústrias que estão no mercado livre já pagam uma conta elevada desde outubro do ano passado”, disse.

Aliado a esse despacho, a necessidade de importação de energia, também com custo muito elevado, e os impactos no preço final para o grande consumidor no mercado livre chegaram a até 20%, avalia Soares.

Dentro do cenário desafiador atual, porém, a indústria terá pelo menos a oportunidade de compensar um pouco as suas perdas por conta da alta nas tarifas.

Isso porque o governo lançou em setembro o programa de redução voluntária de demanda (RVD), que visa remunerar indústrias, consumidores livres, que ofertarem reduções programadas de potência em horários de ponta.

O programa funciona no modelo de resposta de demanda, adotado em várias partes do mundo e que no Brasil estava sendo encaminhado desde 2017, a partir de experiência piloto voltada para grandes consumidores no Norte e Nordeste.

A ideia central é abrir para as indústrias a possibilidade de que elas ofertem, mediante uma remuneração liquidada na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), reduções de demanda mínima de 5 MW (discretizados no padrão de 1 MW) por períodos programados de 4 e 7 horas.

O programa tem duração até abril de 2022.

A solução foi criada de forma urgente no primeiro semestre, com a participação direta da Abrace e de outros representantes dos consumidores livres, tendo sido aberta para consulta pública.

De acordo com Fillipe Soares, o resultado foi bastante positivo e criou um programa “simples, atrativo e voluntário”.

A opção se tornou assim diferente do programa de resposta de demanda que estava em desenvolvimento desde 2017 e que chegou a entrar em vigor no começo do ano, mas que até agora não teve ofertas por ser muito complexo, demandar contratos entre os agentes, e ser muito restritivo, segundo Soares.

Elaborado em três meses, o novo programa conseguiu, já no primeiro mês de ofertas, aprovar e programar 442 MW de reduções de demanda, que foram aprovadas pelo CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) e programadas pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) para retirar as cargas a partir de 20 de setembro nos dias (úteis) e horários programados.

De acordo com a especialista em assuntos regulatórios do ONS, Evelina Neves, as primeiras ofertas foram principalmente de indústrias do setor de mineração e metais, madeira, alimentícios, veículos e de papel e celulose.

Embora o operador não revele o nome dos ofertantes e nem os valores que envolvem as reduções (com promessa de serem altos), por se tratar de ambiente competitivo, a eletrointensiva CBA, de alumínio, foi uma das que revelou ter negociado redução de demanda nessa primeira fase.

De acordo com a CBA, a participação não impactará a produção de alumínio porque a empresa “realizará apenas deslocamento da demanda do Sistema Interligado Nacional (SIN) durante as horas do dia conforme grade horária estabelecida pelo ONS”.

A “venda” da redução de carga pode aliviar um pouco o impacto da necessidade da empresa ter que comprar energia neste semestre, mesmo sendo autoprodutora, com participação em 21 hidrelétricas que somam 1,4 GW de capacidade instalada.

Por conta da crise hídrica, sua autogeração sofreu impacto, o que forçou a CBA a adquirir 76 MWm (a um preço de R$ 418/MWh), além de nos próximos meses estudar a compra de mais 40 MWm.

O grupo estima consumo de 700 MW médios no segundo semeste.

Para a química, agora não – Mesmo que a perspectiva seja a de que as ofertas de RVD se tornem frequentes durante o período do programa, o setor químico, pelo menos nessa primeira fase, segundo a diretora da Abiquim, Fátima Coviello, não deve participar com muita intensidade.

Para ela, isso porque o terceiro trimestre é tradicionalmente o melhor período de produção do setor e não haverá margem para redução de demanda, com as indústrias tentando ocupar a ociosidade da capacidade instalada, hoje na faixa dos 25%.

Há uma oportunidade, porém, principalmente para indústrias químicas não muito intensivas em energia, de fazer ofertas de redução de demanda mais para dezembro ou janeiro, quando naturalmente o setor retrai a produção.

Química e Derivados - Meio Ambiente - Crise hídrica eleva risco de paradas inesperadas ©QD Foto: iStockphoto
Fátima Giovanna Coviello Ferreira, da Abiquim

“Pode ser que nessa época algumas empresas se interessem, mas precisará ser algo muito bem programado”, disse.

Para Fátima, porém, mais do que ter a oportunidade de “vender” parte da demanda para o ONS, o desejo maior do setor é de que as tarifas não sigam em alta, situação que tem afetado muito a competitividade das empresas, em conjunto com o preço do gás natural, das matérias-primas e da logística, todos esses fatores pressionando muito o custo de produção.

“O pior é a demanda de energia que vamos ter que consumir, cada vez mais cara e com tendência de agravamento com a crise hídrica”, completou.

Nesses momentos de crise, na análise da diretora da Abiquim, o setor químico não tem também como tornar o consumo energético mais eficiente.

“As indústrias têm pouca gordura para queimar, o que puderam fazer já foi feito nos últimos anos. A única coisa possível para tornar o consumo específico melhor é produzir mais, aproveitando a energia contratada”, disse.

Pelos indicadores do programa Atuação Responsável, que coordena as ações socioambientais dos associados da Abiquim, o consumo específico de energia elétrica do setor passou de 416 kWh/t de produto em 2006 para 331 kWh/t dez anos depois, em 2016. Mas com ociosidade elevada, a partir daí, os ganhos com a eficiência passaram a diminuir até chegar em 2020 a 379 kWh/t. “Se estivéssemos com ocupação adequada, entre pelo menos 85% e 90%, os números seriam bem melhores”, completou.

Resposta de demanda perene – O programa de RVD, apenas para consumidores do mercado livre, faz parte de uma série de ações do governo para tentar minimizar o previsto problema de déficit de potência que deve ocorrer entre novembro e dezembro.

Fazem parte ainda do pacote a compra de oferta adicional de usinas térmicas a biomassa e de usinas merchant, a contratação de energia reserva emergencial por leilão, além de programa de bonificação para consumidores do mercado regulado que reduzirem o consumo com uma linha base comparativa com o ano passado.

Mas a expectativa dos representantes dos grandes consumidores, principalmente os industriais, é a de que o modelo do RVD se torne perene, firmando-se como política de eficiência energética.

Tem essa visão Fillipe Soares, da Abrace.

Para ele, tudo leva a crer, pelo movimento dos associados, que as ofertas vão crescer muito e ajudar o país a conter o problema de déficit de potência.

Química e Derivados - Meio Ambiente - Crise hídrica eleva risco de paradas inesperadas ©QD Foto: iStockphoto
Fillipe Soares, da Abrace

“Criamos uma solução rápida para uma questão imediata, mas ela pode ser minimamente aperfeiçoada depois de abril de 2022 e se tornar parte da política de eficiência energética do país”, disse.

Para ele, além da simplicidade para as ofertas, feitas diretamente no sistema digital do ONS e cujo processo tem se mostrado célere, o fato de o Brasil ter um parque industrial diversificado cria maior possibilidade de encontrar empresas com flexibilidade para atender as reduções de demanda nos períodos desejados pelo operador.

“Agora a indústria química pode não ter como atender, mas depois consegue. Enquanto isso, outros setores ofertam, como está acontecendo no momento”, afirmou Soares.

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