Se a energia elétrica gerada pela Usina Termelétrica William Arjona, em Campo Grande, era a mais cara do Brasil, com um custo por valor unitário (CVU) do megawatt/hora de R$ 1.741,11, agora esse valor poderá ser ainda maior, pois a Câmara de Regras Excepcionais para a Gestão Hidroenergética do Ministério de Minas e Energia pode liberar a usina, atualmente movida a gás natural, a operar com óleo diesel.
Especialistas ouvidos pelo Correio do Estado e que têm acesso ao comitê gestor da crise hídrica afirmam que, caso a Delta Energia não consiga receber um volume de gás natural suficiente para manter as operações da usina, será necessário que o óleo diesel passe a ser o combustível para o funcionamento das cinco turbinas da William Arjona, cuja capacidade instalada de geração é de 196 megawatts.
“Determinar às empresas fornecedoras de gás natural para as termelétricas Araucária, William Arjona, Cuiabá e Santa Cruz que envidem todos os esforços para ampliar a oferta de gás natural, mediante a substituição, onde possível, por combustíveis alternativos ou ajustes de processos, a fim de aumentar a geração termelétrica em atendimento à demanda”, é o que indica uma das 11 cláusulas acertadas na última reunião da câmara gestora da crise hídrica.
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Pouca água
O contexto para garantir o fornecimento de energia elétrica sem que haja racionamento tem sido o pior possível para o Ministério das Minas e Energia e também para a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
A falta de chuva, ligeiramente abaixo das expectativas em todos os meses deste ano, deixou os reservatórios das usinas hidrelétricas do Sudeste e do Sul do País (sobretudo as localizadas na Bacia do Rio Paraná) em níveis baixíssimos e levou o governo federal a desencadear uma operação de emergência, ativando várias usinas termelétricas Brasil afora para suprir a demanda.
Neste contexto, a termelétrica William Arjona foi reativada no fim de julho. No dia 28 do mês passado, o ministro de Minas e Energia veio a Campo Grande para participar da cerimônia que marcava, de um lado, o esforço para manter o fornecimento de energia elétrica, e de outro, a usina com o maior custo de geração do Brasil, maior ainda do que o de outras térmicas movidas a diesel ou carvão mineral (mais poluentes) e muitíssimo superior às térmicas movidas a energia nuclear.
Pouco gás
Mas se a falta de chuvas prejudica o sistema de geração de energia a partir das hidrelétricas – responsável por 55% do fornecimento instalado do País –, também há escassez de gás natural, combustível principal (por causa do custo mais baixo de produção) da William Arjona.
É que desde o ano passado a Bolívia vem enfrentando grandes desafios para fornecer gás natural para seus dois maiores clientes externos: o Brasil e a Argentina.
O país vizinho atravessa o esgotamento de muitas das jazidas descobertas há aproximadamente 30 anos e tem se esforçado para prospectar novos pontos de geração.
No mês passado, o secretário de Meio Ambiente, Desenvolvimento Econômico, Produção e Agricultura Familiar de Mato Grosso do Sul, Jaime Verruck, informou ao Correio do Estado que a Bolívia não conseguia enviar ao Brasil, via gasoduto TBG (que atravessa o Estado), mais do que 20 milhões de m³ diários de gás natural.
Nos anos 2000, o contrato firmado com a Bolívia era de comprar ao menos 30 milhões de m³ diários do país vizinho, em um gasoduto que tem a capacidade de importar até 40 milhões de m³ diários de gás.
Atualmente, porém, a Bolívia não produz mais do que 48 milhões de m³ de gás natural diários. Além do consumo interno e da venda ao Brasil, o país também tem contratos de venda com Argentina e Peru.
Hidrelétrica
A mesma reunião da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética do Ministério de Minas e Energia, que abriu a possibilidade de liberar a operação William Arjona e de mais outras três térmicas a diesel em Mato Grosso, Paraná e Rio de Janeiro, também estabeleceu um novo índice para a cota mínima para as usinas hidrelétricas de Ilha Solteira, em Aparecida do Taboado (MS), e Três Irmãos, no Rio Tietê, em Pereira Barreto (SP).
Até o dia 31 de agosto, as usinas poderão operar na cota mínima de 324,20 m em suas barragens: o que significa que elas vão reter mais água e podem prejudicar o fluxo a jusante em outras usinas, como Jupiá, em Três Lagoas, e Porto Primavera, em Batayporã. Para essas duas hidrelétricas, o fluxo de água continua mais flexível.
Bandeira vermelha
A escassez de água e o aumento do custo para se gerar energia elétrica levaram o governo federal a, desde o início do ano, repassar o aumento do custo de geração ao consumidor final, por meio do sistema de bandeiras.
Atualmente, o País está no patamar mais alto da cobrança extra, a bandeira vermelha 2, o que impõe um custo de R$ 9,49 para cada 100 kilowatts/hora a mais na conta de luz. Não é descartado a criação de um novo patamar, caso não se encontre uma solução para reduzir o peso dos combustíveis mais caros para a geração de energia elétrica neste segundo semestre.
Em Mato Grosso do Sul, setores da economia, como comerciantes e produtores rurais, cobram a isenção do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) sobre a bandeira vermelha. Deputados estaduais também fazem a mesma sugestão. Nesta semana, está prevista uma reunião na Secretaria de Fazenda (Sefaz) para tratar do tema.
