Grupo de Economia da Energia

Setor elétrico brasileiro: mais reservatórios ou critérios mais coerentes?

In energia elétrica on 11/06/2012 at 00:15

Por  Roberto Pereira d´Araujo

O Setor Elétrico Brasileiro está passando por significativas mudanças. Apesar da nossa matriz energética bastante renovável e limpa em comparação a de outros países, não estaremos livres de críticas. Entre elas, uma censura a ser enfrentada é a aversão às usinas hidroelétricas com grandes reservatórios de acumulação. Muitas vezes, a principal oposição nem está concentrada nos efeitos ambientais, muito embora eles existam. A resistência está mais conectada à realidade regional, geralmente carente de políticas e investimentos públicos, que “cede” sua natureza e seus recursos naturais para produzir uma energia que é um elemento essencial de outra região, industrializada e urbana, que nada tem a ver com a área atingida pelo reservatório.

A visão mercantilista de que usinas hidroelétricas são meras fábricas de kWh que concorrem com outras fontes energéticas, tais como eólicas ou térmicas, é um grande equívoco. Elas são muito mais do que o sistema eletromecânico que transforma a energia potencial da água em energia. Concebidas como partes de um amplo projeto regional, poderiam transformar positivamente a realidade da área afetada.  Alguns avanços têm sido alcançados pelos novos projetos, mas eles ainda são originários de um só ministério, o de Minas e Energia. Dada a dimensão da intervenção, todo o governo poderia estar envolvido[1].

Mas, o que significa a não construção de reservatórios para uma economia dependente de energia confiável? Um país que passou por um racionamento que ostenta o troféu de ser o maior do planeta sem guerras ou desastres naturais, deveria estar preocupado. Os reservatórios acumulam água nos períodos “úmidos” para usá-la nos períodos “secos” e, crescentemente, estamos assistindo a uma diminuição dessa capacidade de acumulação em relação à carga que as hidroelétricas têm que suprir. Na década de 80, tínhamos um confortável índice de reserva, pois, a capacidade chegava ao equivalente a dois anos de consumo. Hoje, esse índice comparativo não chega a seis meses e, até 2015 chegaremos a menos de 5 meses[2].

Mesmo assim, não há sistema no mundo que disponha uma reserva equivalente a mais de 200 TWh, como temos hoje. O problema é que a demanda por energia quase triplicou nesse período. Seria inviável manter qualquer índice de conforto comparável ao de trinta anos atrás. Mas, não é apenas a aversão aos reservatórios que preocupa. O modo como o sistema tem-se expandido e operado é, no mínimo, curioso.

O Gráfico 1 mostra a recente diminuição da capacidade de reserva em relação à carga. Como se vê, teríamos uma reserva máxima equivalente a um pouco mais de 5 meses de consumo. Apesar de sermos predominantemente hidroelétricos, o consumo também é atendido por térmicas. Portanto, se, da carga total descontamos toda a geração não hidráulica, teremos esse mesmo índice, mas relacionado apenas à carga sob responsabilidade das hidráulicas[3]. O gráfico 2 mostra a mesma curva do gráfico 1 em preto e a segunda em azul.

Para um sistema que tem se expandido com um recorde de térmicas, é surpreendente que as duas curvas mostrem um paralelismo. Isso significa que o uso dessa geração não hidráulica não aliviou o crescente uso da reserva, pois nesse caso, o declínio da segunda curva seria mais atenuado, mostrando uma preservação da reserva.

Gráfico 1: Armazenagem máxima comparada a carga mensal

Gráfico 2: Armazenagem Max/carga total (em preto) e armazenagem Max/carga hidráulica (em azul)

Outra estranha condição pode ser vista em simples dados da década de 80 e atuais. Na segunda metade da década de 80, quando o nosso sistema já tinha interligação significativa, a capacidade instalada do SIN era de 86% de hidráulicas e 14% de térmicas. Com essa configuração, as hidráulicas geravam 92% da energia, com as térmicas ficando com 8%. Numa análise simples, mas reveladora, isso significa que os 14% de MW térmicos “receberam” 6% de geração das hidráulicas como substituição.

Hoje, temos uma capacidade instalada 73% hidráulica e 27% térmica. Portanto, não pareceria que a responsabilidade das hidráulicas diminuiu bastante? Mas, se olharmos o dado energético, vemos que esses 27% de MWs térmicos geram apenas 16% dos MWhs. Ou seja, hoje, depois de um racionamento recorde, diminuição da capacidade de regularização e aperto no critério de garantia[4], por incrível que pareça, as hidráulicas “transferem” às térmicas 11% como substituição e não 6%. Isso quer dizer que, ao contrário do que se poderia esperar, pesa sobre o bloco hidráulico uma ainda maior responsabilidade sobre a garantia da que existia na década de 80.

O Gráfico 3 mostra que, comparando o período 1996 – 2000 e o 2006 – 2011, voltamos ao mesmo índice anterior ao racionamento (~ 5 meses de carga), com o agravante de uma maior oscilação da reserva. Seria de se esperar que a relação reserva/carga aumentasse e sua oscilação se reduzisse. Mas, se nada disso ocorre, a complementação térmica e de outras fontes não está ajudando.

Gráfico 3: Armazenagem máxima/ Carga Hidráulica

Estranho? À primeira vista, sim, mas a razão não está apenas na não construção de novos reservatórios, mas também no tipo de expansão que temos assistido. Segundo dados do ONS, 28% dos quase 20 GW de térmicas disponíveis[5] operam com custos acima de R$300/MWh, sendo 80% delas usando poluentes combustíveis Diesel e Óleo. Segundo a metodologia de otimização econômica que gera a formação de custos atuais, essas usinas são pouco utilizadas por serem caras. Mesmo assim, são contabilizadas na oferta, recebendo um “certificado” de energia assegurada[6]. É óbvio que essa parcela é gerada pelo bloco hidráulico. Assim, com esse tipo de complementação térmica, além de não aumentarmos a relação reserva/carga, ainda estamos sujeitos a mais oscilações da energia reservada[7].

Esse tipo de expansão foi realizado sob a filosofia de que o mercado e os investidores devem decidir que tipo de usina compõe uma matriz que se altera rapidamente. Como o singular sistema interligado brasileiro é “um caso a parte” entre os sistemas que se utilizam da forma competitiva para suprir sua demanda, foi criado um índice custo benefício (ICB) para ser variável chave nesses leilões. O problema é que a metodologia que determina o ICB tende a supervalorizar usinas que só gerariam significativamente caso o sistema estivesse próximo a um racionamento, daí a surpreendente contratação de usinas a óleo e diesel.

É evidente que a capacidade de regularização do sistema via aumento do número de reservatórios, além de ser inviável dado o crescimento da demanda, não resolverá um problema pernicioso do nosso mercado: a instabilidade do custo marginal de operação, que, também pela singularidade brasileira, é paradigma de preço no mercado livre.

O que esta análise tenta mostrar é que o setor precisa urgentemente de uma política de expansão que não corra o risco de adotar soluções surpreendentes e que obrigam uma operação não prevista. A divergência entre os critérios de operação e planejamento é crescente e já implica em custos extras para o consumidor. É preciso levar em conta que, até hoje, não se aprofundaram estudos para desenvolver uma metodologia própria para a expansão do sistema, que ainda se vale de um software que foi desenvolvido para a operação e que, hoje, de forma ainda adaptativa, está no centro do modelo comercial.

Como conclusão, o tema da construção de usinas com reservatórios de acumulação plurianuais, debatido com exagerados radicalismos de ambos os lados, é, certamente, um reducionismo do problema. Sem uma análise crítica das inconsistências metodológicas entre planejamento e operação, passando pela gênese do custo marginal de operação, a discussão por novos reservatórios só vai acirrar conflitos muito mais complexos sem solucionar o problema.


[1] O secular exemplo da Tenesse Valley Authority continua sendo um sinal de que isso é possível.

[2] Fonte; Plano Anual de Operação Energética – PEN 2011. ONS

[3] Aqui denominada Carga Hidráulica, por ser mais simples.

[4] No passado, adotávamos o risco máximo de 5%. Hoje, em função de mudanças de critério, o risco tem sido calculado no entorno de 3%.

[5] Até 2015 serão aproximadamente 30GW, capacidade que já influencia a operação por estar no horizonte do planejamento do ONS.

[6] Mesmo as que são contratadas por capacidade, compõem a oferta calculada para atender a demanda.

[7] Tal oscilação tende a acionar com mais freqüência os mecanismos de segurança da operação, não previstos no planejamento, que geram custos extras para os consumidores.

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  1. Caro Roberto.
    Fico satisfeito em ler uma quantificação clara da evolução da “Armazenagem máxima comparada a carga mensal”, há mais de dois anos venho falando sobre o assunto mas de forma genérica sem uma base conceitual forte como os dados que coloca no artigo.

    Trabalhava no setor hidroenergético há mais de duas décadas, saindo deste setor exatamente na época das privatizações. Posso dar o exemplo de dois projetos que trabalhei na região Sul na década de 80 e quando retornei de um período de permanência no exterior verifiquei que os dois consórcios privados que assumiram os aproveitamentos diminuíram em mais de 30% a capacidade armazenada, tudo por conta da viabilidade financeira imediata.

    A escolha de reservatórios menores não é só um problema de falta de adequação de software de dimensionamento dos mesmos, o que está em questão é o horizonte de operação pelo mesmo concessionário do aproveitamento, no momento em que se define um prazo de concessão limitado, algo que é esperado para concessões privadas, a implantação de reservatórios plurianuais fica completamente anti-econômica.
    Se fizermos um cálculo da deficiência de um reservatório num prazo de vinte cinco ou até trinta anos se terá dois ou três períodos em que esta deficiência se manifestará, podendo neste período o operador arcar com os custos da interrupção da geração sem maiores problemas, porém em termos do sistema integrado como um todo estes períodos são extremamente danosos.

    Acho por outro lado, os operadores do sistema hidrelétrico abandonaram, por conveniência própria, a discussão dos aspectos que justificam a introdução de reservatórios plurianuais, não podemos culpar simplesmente, como muito fazem, restrições ambientais ou políticas, ao projeto e construção deste tipo de reservatórios, pois exatamente nestes itens que os mesmos se justificam.

    Vejo uma letargia nos operadores de sistemas hidrelétricos que, simplesmente deixam que sistemas de produção muito mais vulneráveis, como o eólico, façam sua propaganda, até certo ponto enganosa, da fiabilidade e outras vantagens inexistentes destes modos de geração.

    Concluo dizendo que artigos como este que escreveste coloca um marco na discussão sobre o assunto, e acho que devemos colocar ao público em geral os problemas que vão se avolumando com o tempo. O problema principal é que o sistema de geração no Brasil durante várias décadas foi discutido e decidido em gabinetes fechados e enquanto pessoas que estavam habituadas a este tipo de comportamento não se deram conta que a divulgação mediática de outras formas de geração feita por outros grupos de interesse, internalizaram noções da eficiência e conveniência de outras formas de geração, influenciando em políticas governamentais.

  2. Caro Roberto,

    muito bom ler seu artigo e constatar que a veemência e excelência em tratar do tema continuam fantásticas!!!!

    Parabéns!

    Grande abraço.

    Tereza Cristina Mello Mendes

    • Rogério;

      Grato pela avaliação. Tenho um amigo que me relatou exatamente o que você testemunha. Houve um período que o governo deixou aos empresários a responsabilidade de fazer os inventários. A filosofia de aproveitamento energético foi abandonada e os projetos são muito ruins. Mas você tem toda razão quando levanta a questão do prazo de concessão. Essa camisa de força que nós nos metemos com obrigação constitucional de licitação, como se explorar um potencial hidroelétrico fosse um serviço público como outro qualquer, é um verdadeiro absurdo. Nos USA, um concessionário só perde a concessão se fizr algo muito grave e o FERC é que tem autoridade para caçar, não um prazo determinado.
      Tem uma conta que eu deveria ter colocado no artigo:
      Se, com a situação atual da reserva, + ou – 200 TWh, estamos com o equivalente a 5 meses de consumo, cada aumento de reserva que equivalesse a 1 mês de consumo seriam aproximadamente 40TWh. Segundo dados do ONS a armazenagem total do Norte e Nordeste atual é de 46 TWh. Portanto, essa conta mostra, que o problema não vai ser resolvido com mais reservatórios apenas. Vai ser difícil até manter os 5 meses.
      Um abraço

      • Roberto,
        Parabéns pelo brilhante trabalho. Na minha concepção o prazo deveria ser eterno, a menos de restrições graves de outra natureza como você menciona.
        “Mas você tem toda razão quando levanta a questão do prazo de concessão. Essa camisa de força que nós nos metemos com obrigação constitucional de licitação, como se explorar um potencial hidroelétrico fosse um serviço público como outro qualquer, é um verdadeiro absurdo. Nos USA, um concessionário só perde a concessão se fizr algo muito grave e o FERC é que tem autoridade para caçar, não um prazo determinado”.
        “Furnas, que tem uma tarifa média de R$ 80/MWh, mais barata do que muitas usinas novas, terá 45% de suas usinas remuneradas por R$ 5/MWh. Alguém conhece algum lugar no mundo que pratique esses preços de forma compulsória? A receita de FURNAS cai 60%. A da CHESF cai 76%.” Da entrevista com Roberto Pereira D’Araujo em 1997.
        Como pode a empresa Furnas, detentora dos 3 reservatórios: Furnas, Itumbiara e Serra da Mesa – responsáveis pela regulação de todo sistema – suportar um rebaixamento desta natureza?
        Como pode estar sujeita a perda de seus reservatórios caso venha a não aderir – caso impensável por outras razões – à proposta da MP 579?

        RESERVATÓRIO NÃO É UM BEM PÚBLICO
        Há uma enorme diferença entre uma jazida ou poço petrolífero e um potencial hidráulico. No caso de petróleo ou jazida a concessão termina com o esgotamento do recurso e nem compensa a remoção de sondas ou plataformas. Milhares delas permanecem abandonadas no golfo do México.
        No caso de uma hidroelétrica – que é um recurso renovável – a energia não se esgota. Os efeitos permanecem por um prazo que ultrapassa o prazo da concessão, produzindo beneficio para outras hidroelétricas, rio abaixo. Por esta razão o governo que sempre optou pela prorrogação quer agora impor condições para renovar concessões, antes mesmo do prazo: uma redução de tarifas calculadas pelo próprio governo.
        –Porque tem de ter de reduzir seus ganhos se os efeitos permanecem? Potenciais podem ser um bem público (herança do código de águas de 1934). Entretanto, reservatórios não constituem bem público. Tem de ser construído, o que requer investimento público ou privado.
        Reservatórios singulares destituído de usinas – que também não são bens públicos – firmam energia de usinas a jusante. Produzem efeitos por tempo indefinido, sem que suas concessões precisem ser renovadas, a não ser por questão ambiental ou utilização para fim de uso múltiplo.

        Isto é socialismo, uma política suicida que nem mesmo a China – que é um país comunista – pratica. A china não costuma tomar empresas que lá se instalaram. Pelo contrário, incentiva ainda mais sua entrada**.

        **”Não importa a cor do gato, desde que ele pegue o rato”
        Deng Xiau Ping

      • Roberto (e também Rogério)
        Antes de tudo, muito grato pela contestação.
        Chamo a atenção para o trabalho de sua autoria “Novo Contexto do Setor Elétrico Brasileiro”, do qual é reproduzido o trecho abaixo:
        “A apropriação de benefícios advindos de outros empreendimentos dependerá da localização da usina. Por exemplo, ao se criar em um rio um reservatório que o regularize, os incrementos de energia garantida, gerados nas usinas à jusante, serão apropriados pela usina regularizadora” **.
        Durante muito tempo o reservatório de Furnas – bem como o reservatório de Itumbiara – vem gerando graciosamente energia nas usinas de jusante, inclusive de terceiros e não consta que a empresa Furnas tenha sido contemplada por este benefício sinérgico em suas usinas. Por acaso as usinas de Furnas e Itumbiara – ambas da empresa Furnas – foram ressarcidas por gerar energia em usinas de terceiros e nos seus próprios?
        Exemplificando:
        Jupiá, Ilha Solteira, usinas ameaçadas da Cesp – bem como Peixoto – foram construídas antes (no tempo) de Furnas. Como estão situadas depois (no espaço) do reservatório bem que poderiam ter maior capacidade instalada diminuindo seu custo. Pergunta-se: qual o valor de Jupiá? O de antes ou depois da construção de Furnas?
        Grande parte da energia gerada nas usinas Jupiá, Ilha Solteira, Peixoto – que foram construídas antes (no tempo) – se deve à regularização da vazão pelo reservatório de Furnas. Como estão situadas depois do reservatório (no espaço), bem que poderiam ter maior capacidade instalada diminuindo seu custo.
        A usina Mascarenhas de Moraes – que funcionou durante 7 anos com capacidade instalada de 80 MW – teve sua capacidade aumentada graças a regularização das vazões do rio Grande, realizada pela Usina de Furnas, o que permitiu que mais unidades fossem instaladas e, em 1968, a então Usina de Peixoto alcançou sua capacidade final de 476 MW, com dez unidades geradoras. Pergunta-se: E as usinas da Cesp também não ganharam com a construção de Furnas? Não ganharam com a construção dos reservatórios de reservatórios de Itumbiara e São Simão que fora construídas depois (no tempo) e à montante (no espaço)?

        ** Rever “O novo contexto do setor elétrico Brasileiro” de 1997, de sua própria autoria, um belo trabalho.

      • Caro Hugo.

        Não sei se a resposta ficará no lugar correto! Mas vamos lá.

        Uma coisa é regularização das vazões que trazem benefício para a própria empresa proprietária do reservatório, outra coisa é esta regularização ter seu regime de vazões modificada para satisfazer a demanda dos aproveitamentos a jusante, e este novo regime de vazões prejudicar a operação do primeiro aproveitamento.

        No primeiro caso estaríamos num ganho natural que se obtém a jusante com um grande reservatório de montante, já no segundo caso estaríamos num caso que caberia indenizações caso se mude em relação ao projeto original.

        Não vejo no primeiro caso, nenhum motivo que necessite indenizações para quem opera o reservatório de montante, se nada mudou simplesmente como se diz o reservatório regularizou as vazões.

        Num regime de livre concorrência, ao ser licitado pela segunda vez tanto o reservatório de montante como o de jusante, provavelmente os futuros operadores dos dois reservatórios apresentarão custos diferenciados na operação, ficando mais baixo quanto menor for o reservatório.

        Temos que pensar nos consumidores finais, pois esquecemos que o objetivo primeiro é gerar energia e não maximizar os lucros acima do garantido por lei dos produtores. Temos que pensar em outros cenários do que antes do processo de privatização, antes o sobrepreço deveria (inúmera vezes não era) fornecer caixa para o concessionário investir em novas usinas, hoje em dia se subtende que quem se apresentará para disputar os certames deve possuir fontes de financiamento próprio (ou até de órgãos públicos) e necessariamente não precisa ser um operador do mesmo sistema.

        É duro imaginar isto para empresas que há mais de meio século criavam feudos em que somente os mesmos investiam, e pior investiam através de sobrepreços que oneravam em muito os consumidores.

        Se olharmos as tarifas de cada aproveitamento vemos que não há a mínima lógica de mercado, e devemos, ou retornar ao sistema público ou aceitar as leis de mercado, não dá para fazer as duas coisas ao mesmo tempo.

      • Sim Roberto, realmente contraditório e não deixa de ser estranho.
        Embora a proporção da capacidade de térmicas tenha aumentado 1½ vezes de lá para cá ( 1990 para 2012) a proporção da capacidade instalada (MW) de hidroelétricas diminuiu de 15%, mais hidroelétricas substituem térmicas na geração de energia (Kwhora), de 6% para 11%.
        Apesar do aumento substantivo de reservatórios de regulação – como, por exemplo, Serra da Mesa (~3 vezes o volume de Furnas) que permitiu maior integração do SE com NORTE-NE); apesar da maior reserva de térmicas em termos de energia (MWhora) o índice de reserva permanece o mesmo de 5 a seis meses.
        Térmicas raramente têm sido utilizadas, assim mesmo abaixo de sua capacidade nominal (MW equivalentes a MWhora) devido ao preço e qualidade ambiental. Especialmente em 2012, foram acionadas por precaução devido ao baixo nível dos reservatórios, que acaba se tornando precisão mesmo se o baixo nível dos reservatórios permanecerem baixos em plena estação chuvosa.
        Por favor, desminta-me se estiver equivocado.
        Outro ponto que chama atenção:
        “A usina térmica é importante para o sistema integrado, mas sua importância não pode ser medida pelo grau de utilização, muito baixo num sistema bem planejado. As usinas térmicas funcionam como uma “apólice de seguro” de parte da energia secundária”.
        Comento:
        Não só existe só esta energia secundária a ser aproveitada por esta “apólice de seguro”. A maior parte das usinas foi construída tomando como referência as vazões de um “período crítico” (1953-56) que nunca se repetiu o que nos leva a acreditar que foram subdimensionadas todo esse tempo decorrido. Muitas delas podem ter sua capacidade instalada incrementada de novas unidades a custo incremental muito baixo quando o sistema alcançar a fase hidrotérmica. A energia secundária neste caso seria muito maior e as hidroelétricas estariam funcionando na base para economizar combustível das térmicas de complementação. Ou seja, funcionando a todo tempo com as vazões afluentes. Neste caso os reservatórios perderiam sua função.

    • Cristina;

      Grato pelo apoio. Na atual situação de falta de diálogo com o governo, só mesmo com o apoio dos amigos.

      Abcs

  3. A respeito do que é citado no primeiro parágrafo, acho que, sob o aspecto elétrico e econômico, o governo deveria considerar com mais cuidado a questão da inserção regional das usinas hidrelétricas, que na sua maioria são conectadas a vias-expressas até os grandes centros consumidores, em especial a região Sudeste (vide, p.ex., sistemas de Itaipu e do Teles Pires). Por sua vez, a TUST não produz sinal locacional suficiente para atrair cargas importantes para a região geradora. A falta desses estímulos ao desenvolvimento local contribui para perpetuar a concentração de carga no SE.

    • GERAÇÃO DISTRIBUIDA
      Porque a geração distribuída favorece a redução de tarifa?
      Os estados consumidores de energia seriam os primeiros interessados na redução do ICMS na tarifa, tal como atualmente já o fazem em outros setores para atrair investimentos. A geração distribuída seria a maneira pela qual os estados produtores teriam de reter nos seus estados o consumo da energia por eles produzida já que a cobrança ocorre no destino e não na produção. Esta é tendência atual seguida pela maioria dos países.
      A renovação dos contratos de concessão é um epifenômeno, dado o ridículo impacto que teriam sobre o montante da redução, como argumenta o governador de Minas, inferior a 2%.
      “Os recentes apagões evidenciam que é preciso uma política mais descentralizada para a geração, a transmissão e a distribuição, assumindo que o país possui dimensões continentais e a atual centralização está ficando cara e de difícil fiscalização” (Adriano Pires).
      È claro que existem outras soluções. mais diálogohá varias maneiras de ver a mesma coisa. Mas, persistir na mocultura da eletricidade parece uma atitude acomodada. O sistema requer mais diálogo certamente.

  4. GERAÇÃO DISTRIBUIDA
    Porque a geração distribuída favorece a redução de tarifa?
    Os estados consumidores de energia seriam os primeiros interessados na redução do ICMS na tarifa, tal como atualmente já o fazem em outros setores para atrair investimentos. A geração distribuída seria a maneira pela qual os estados produtores teriam de reter nos seus estados o consumo da energia por eles produzida já que a cobrança ocorre no destino e não na produção. Esta é tendência atual seguida pela maioria dos países.
    A renovação dos contratos de concessão é um epifenômeno, dado o ridículo impacto que teriam sobre o montante da redução, como argumenta o governador de Minas, inferior a 2%.
    “Os recentes apagões evidenciam que é preciso uma política mais descentralizada para a geração, a transmissão e a distribuição, assumindo que o país possui dimensões continentais e a atual centralização está ficando cara e de difícil fiscalização” (Adriano Pires).

    • EFICIÊNCIA NO USO FINAL
      A geração distribuída não só concorre eficazmente para a redução de tarifa como constitui um meio eficiente de economia no uso final da energia. O consumo da energia no local onde é produzida permite a complementação por térmicas a gás com aproveitamento total da energia contida no combustível. Parte da energia do tipo térmica (calor dos gases de escape) reduz o consumo de combustível da térmica convencional a qual está combinada; parte da energia eletromecânica no eixo da turbina a gás complementa hidroelétricas no período de seca.
      Do ponto de vista da segurança, elimina o risco inerente ao transporte de grandes blocos de potência por corredores exclusivos sujeitos a acidente provocado pelo clima como raios, furacões e tempestades.

      FUGINDO AO CONTROLE
      EUA e Europa vêm incentivando ao máximo a geração distribuída, próxima à carga. Isso evita o crescimento desmesurado da malha de transmissão e, por conseguinte, de seu custo e risco respectivo.
      No Sudeste acontecerá naturalmente como forma de fugir ao controle burocrático imposto pelas distribuidoras.
      Não é a toa que os donos de estabelecimentos sejam “incentivados” a instalar geradores de reserva, o que é uma evidência da necessidade de térmicas complementares nos períodos de pico de demanda, ou seja: o privado se antecipando ao público. Só que deveriam seguir o procedimento do hospital da minha cidade e mantê-los ligados o tempo todo, deixando a concessionária de reserva: sai mais em conta.
      USINAS COMBINADAS DE COGERAÇÃO
      A cogeração com térmicas a gás junto às antigas térmicas é a forma de geração distribuída que diminui o risco de suprimento por hidroelétricas distantes. Térmicas a gás, estão sempre disponíveis, independente do clima: supre a energia localmente e aumenta a reserva de potência próxima ao centro consumidor. Custa pouco (menos de 1000US$/KW instalado) porque são velozes como turbinas de avião. Aproveitam integralmente a energia química contida no gás: energia térmica no escape de gases e elétrica no eixo da turbina.
      A complementação por hidroelétricas distantes é um “cacoete” herdado da monocultura da eletricidade prevalecente à época do sistema integrado que esgotou sua capacidade de reservatórios. Serra da Mesa é o último deles. Para evitar riscos climáticos requer redundância de linhas o que aumenta o custo, especialmente ambientais.
      APAGÕES DA INEFICIÊNCIA:
      Não falta energia. Falta linha de transmissão e custa pouco para o sistema ser mais conectado e ter mais caminhos alternativos. Linhas são baratas, mas estão sujeita a riscos e os custos poderiam ultrapassar os benefícios.

      Não existe sistema invulnerável a riscos de acidentes. Ninguém que estude seriamente o assunto consideraria como desejável um sistema invulnerável a risco. Isto é um absurdo. É preciso ponderar benefício com custo.
      Duas possibilidades de tornar o sistema mais seguro:
      Redundância em linhas de transmissão – que têm baixo custo relativamente ao todo – que acabarão subutilizadas a maior parte do tempo– ou complementação por térmicas que também tem baixo custo de aquisição em relação a hidroelétricas – mas que tem custo alto de combustível (e poluem) – que também acabarão paradas a maior parte do tempo enquanto os acidente não acontecem.

      Só térmica junto às cargas oferecem garantias plenas de segurança, porque são depósitos potenciais de energia química, disponíveis a qualquer hora, independente das condições climáticas. Por esta razão é que se justifica a geração distribuída como está acontecendo nos países industrializados. A utilização de térmicas – quando empregadas na forma combinada – ainda permite a utilização de toda energia armazenada no combustível, seja na forma de energia térmica dos gases de escape, seja na forma elétrica no eixo da turbina.

      Ora, considerar uma redução de tarifas através da renovação de contratos vincendos além de ser um objetivo inatingível – diante das intermináveis discussões que acabariam desembocando no Supremo – o resultado seria “pífio”, diante dos baixos preços da geração e transmissão. Lembrar que são usinas e linhas integradas há muito tempo ao sistema que só passaram a ter remuneração elevada graças aos tributos e encargos acrescentados ao sistema ao longo de muitos anos. Vai provocar uma celeuma semelhante à distribuição dos royalties, no qual o governo já coleciona 2 derrotas.
      Mas, o que o governo pretende é a injeção da RGR nas empresas para só depois extinguir os encargos e, assim – afastando sócios privados – tornar a Eletrobrás e congêneres mais estatais como fez no episódio da capitalização da Petrobras.

      LEILÕES SEPARADOS
      Se os leilões de energia fossem regionalizados – um leilão para cada tipo de energia – os estados seriam os primeiros interessados na redução do ICMS na tarifa, tal como atualmente já o fazem em outros setores para atrair investimentos. A geração seria distribuída acompanhando a tendência atual seguida pela maioria dos países.
      “Os recentes apagões evidenciam que é preciso uma política mais descentralizada para a geração, a transmissão e a distribuição, assumindo que o país possui dimensões continentais e a atual centralização está ficando cara e de difícil fiscalização. Os governos federal e estaduais deveriam incentivar a geração distribuída, através da cogeração e do Smart Grid. As prefeituras poderiam condicionar a licença de obra para grandes empreendimentos imobiliários, como shoppings e hospitais, à execução de um projeto de geração distribuída” como aponta Adriano Pires.a publicada

  5. Caro Hugo Siqueira.
    Concordo que uma lei única de licitações tanto para comprar um parafuso como para operar uma usina, não é o mais correto, entretanto não podemos esquecer que no momento que um concessionário ganha o direito para construir e operar uma usina num período predeterminado, o mesmo lança neste período o custo da implantação de todo o sistema, e também sabemos que a amortização deste custo inicial, dependendo do tipo de aproveitamento é inúmeras vezes maior do que o custo de operação, propriamente dito.
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    O que se passa no nosso setor hidrelétrico é que passado este período inicial de amortização do investimento logicamente o custo da energia cai.
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    Temos no Brasil usinas com quarenta a cinquenta anos operando ainda com a configuração inicial, sem nenhum grande investimento em ganho que poderia existir caso o sistema fosse atualizado.
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    Da mesma forma o faturamento de uma empresa proprietária dessas usinas já pagas (o investimento inicial) leva a rendimentos incompatíveis com o risco inexistente neste tipo de negócio. Operar uma usina é um negócio de baixíssimo risco, ou seja, em qualquer país de primeiro mundo o rendimento de algo que tem uma projeção de ganho constante e garantido nos próximos 20 anos, por exemplo, é remunerado em 6% a.a. ou um pouco mais ou um pouco menos. Ninguém, como fundos de pensão, quando entram no ramo de hidreletricidade esperam lucros mais acima do que isto. Logo, vencida a etapa da primeira concessão, aquela que pagou o investimento inicial, chega a hora de refazer os cálculos em termos de rendimento compatível com o risco.
    .
    Há uma falácia em nosso país de achar que os lucros deverão ser os mesmos com diferentes taxas de risco, por exemplo o lucro que deverá ter uma empresa de venda por varejo, dentro de uma visão capitalista, deve ser muitas vezes superiores ao de operação de uma usina, pois esta empresa de varejo tem alta probabilidade de sofrer uma falência dentro de 20 ou 30 anos. Numa concessão pública há uma garantia constitucional de um lucro mínimo e uma compulsoriedade na compra do bem produzida por esta pela população.
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    Não podemos ter garantias constitucionais de lucro mínimo ao mesmo tempo que o preço da venda deste produto fique livre, ou é uma ou outra condição. Colocas o ramo hidrelétrico como mais um ramo da nossa economia e esqueces do básico, não há risco.
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    Quanto a questão da queda do faturamento acho que em parte é facilmente explicável, enquanto estamos na primeira concessão se subentende que o faturamento deverá cobrir não só a operação como também, e principalmente, o pagamento do investimento inicial. Quando chegar ao momento em que o custo de implantação for totalmente amortizado, logicamente teremos somente que pagar em relação a produção, e mais, como este pagamento será feito ao longo do tempo que a hidrelétrica esta operando, controlado o fluxo de caixa, todo e qualquer custo será pago adiantado pelo consumidor, não precisando do concessionário recorrer a empréstimos bancários e eliminando completamente o custo financeiro.
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    Partindo do princípio que a amortização inicial já foi paga, que o bem principal, á água não pertence ao concessionário, e que o mercado é cativo, se colocássemos no mercado de novo esta concessão haveria centenas de players interessados neste negócio, principalmente como falei, fundos de pensão públicos ou privados, nacionais ou internacionais que querem exatamente isto, negócio de baixo risco e de longo prazo.
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    Levando este assunto para o caso do braço de ferro entre concessionários e governo federal, acho que os concessionários que não aceitaram as novas regras e vão levar até o fim o contrato inicial, estão fadados a ter um prejuízo em longo prazo muitas vezes maior do que teriam, pois no fim da concessão entrarão em concorrência com outros grupos que não terão passivos a administrar, e grupos que aceitarão o princípio capitalista básico de baixo risco, baixo lucro.

    • CUSTO ATUAL DE UMA USINA VELHA
      Usinas têm custos que afetam o desempenho das empresas. Mas, como avaliar custos de usinas, caso a caso, que fazem parte de um sistema integrado?
      Não existe um custo a ser apropriado a cada usina particular de maneira isolada. Elas fazem parte do contexto geográfico e temporal do SIN. Durante muito tempo o reservatório de Furnas – bem como o reservatório de Itumbiara – vem gerando graciosamente energia nas usinas de jusante, inclusive de terceiros e não consta que seja beneficiada por este benefício sinérgico**.
      – Como vão ser apropriados os ganhos de produtividade decorrente da enorme sinergia proporcionado pela integração? Este é um ganho da empresa e dos sócios que acreditaram nela e não um bem público que o estado quer tomar de volta.
      Algumas são simultâneas, outras posteriores à construção de reservatórios que tornam os custos essencialmente variáveis. O custo do reservatório não pode ser atribuído à própria usina de Furnas em particular, pois seus efeitos perduram até hoje apesar ter completado ½ século de existência.
      –Como poderá haver participação de capital privado nas novas empresas esvaziadas de lucro?
      Exemplificando:
      Jupiá (ou Ilha Solteira), uma das usinas ameaçadas (da Cesp) foi construída antes (no tempo) de Furnas. Como está situada depois (no espaço) do reservatório bem que poderia ter maior capacidade instalada diminuindo seu custo. Pergunta-se: qual o valor de Jupiá? O de antes ou depois da construção de Furnas?
      –Porque tem de ter de reduzir seus ganhos se os efeitos permanecem? Potenciais podem ser um bem público (herança do código de águas de 1934). Entretanto, reservatórios não constituem bem público. Tem de ser construído, o que requer investimento público ou privado.

      POLÍTICA SUICIDA
      O sucesso inegável do SIN se deve a forma como foi constituído: por empresas estaduais de economia mista com participação privada. Cada empresa estadual desenvolvendo recursos potenciais compartilhados. Só depois é que ocorreu a integração através da Eletrobrás e do ONS.
      Foi uma realização – com muita antecedência – de uma política semelhante a da China atual: abertura do país ao capital de multinacionais como as montadoras e indústria eletromecânica. Foi o período do “milagre brasileiro” iniciado por JK. Agora o governo quer rebaixa-las ou ameaça de tomar de volta. E os acionistas como ficam?
      – Como podem estar em condições de investir no aumento de capacidade instalada quando o sistema como um todo atingir a fase hidrotérmica com a adição de térmicas combinadas de cogeração e novas fontes eólicas complementares, tão baratas quanto hidroelétricas recém-licitadas?

      ** Rever “O novo contexto do setor elétrico Brasileiro” de 1997, de sua própria autoria.

      • Caro Hugo
        Não entendi a tua defesa de custos unificados para empreendimentos diversificados. O custo de operação de uma usina é extremamente simples a sua determinação, se ela vai gerar mais ou menos conforme a necessidade de um sistema integrado é só a questão de uma análise de séries históricas e com esta determinar o custo unitário da operação em relação à energia a ser gerada. Na década de 70 já vi levantamentos do que implica o uso múltiplos de reservatórios, isto com toda a falta de meios computacionais e dados que existiam na época. Para te dar o exemplo, a dissertação de mestrado do professor que me antecedeu no cargo que ocupo (e já estou me aposentando) fez um estudo do uso dos reservatórios da CEEE no Rio Jacuí para laminar cheias, e ele na época já sofreu críticas de um dos membros da banca, que por um acaso era engenheiro da própria concessionária, sobre o assunto, logo o choro é livre (e antigo).
        O reservatório pode até ser particular, mas a operação do mesmo quando se trata de um sistema em cascata não é particular. Realmente com os índices estabelecidos pela ANEEL, que diria meio toscos, não é possível individualizar cada aproveitamento, o que deveria ser feito era a análise do sistema otimizado como um todo e individualizado a cada aproveitamento o impacto desta otimização.
        Tens uma grande falha no teu raciocínio, tomas o reservatório como algo particular e esqueces que para encher este reservatório é necessária a água, e esta nunca foi, não é e nunca será particular. O que se fala num aproveitamento não é a otimização do reservatório, mas sim a otimização do uso da água neste reservatório, se ignorarmos a água o reservatórios só poderiam ser operados a fio d’água.
        Há uma coisa que insistes em repetir e que vou insistir em refutar, os acionistas quando ingressam em algum negócio não devem imaginar este como uma espécie de capitania hereditária, eles compraram um investimento que tem um tempo de concessão, e isto não é uma lei atual, quando termina este tempo de concessão termina também o benefício do investimento inicial que já foi amortizado neste período. Posso até dizer que os acionistas já vem a alguns anos se dando conta disto, tanto que o valor das ações tem uma tendência histórica de perda de valor na maioria das antigas concessionárias de energia (excetuando alguns picos surgidos por notícias de prorrogação de concessão), logo isto faz parte do jogo.
        Dás um exemplo fantástico, Furnas, uma usina com meio século de existência, não é que por ela ter meio século de existência que o povo brasileiro deva pagar a construção do reservatório duas ou três vezes, o que o consumidor deve pagar é a manutenção deste reservatório e de todas as outras obras.
        Perguntas, “–Como poderá haver participação de capital privado nas novas empresas esvaziadas de lucro?” Eu perguntaria, por que o investidor compra títulos do Governo Norte Americano e Alemão, com taxas negativas? Segurança e aversão ao risco. Talvez o que fique difícil de aceitar é que o valor das concessionárias não deve ser proporcional ao custo da instalação como um todo, quando está já foi paga, o valor das concessionárias deve ser calculado pelo lucro que elas geram. Quando for implantada uma usina nova, realmente o valor da energia deverá cobrir a amortização do empreendimento, mas amortizada, não mais.
        O maior problema é como se diz no ditado popular: O uso do cachimbo é que entorta a boca. As concessionárias acostumaram-se a faturamentos muito acima dos seus custos, geraram lucros excepcionais em detrimento da população e da indústria brasileira, fazendo com que a nossa energia, que deveria ser muito barata, ficasse muito cara, vão ter que se acostumar com a nova realidade, tudo dentro da lógica de mercado.

  6. Caro Roberto.
    Vou ter uma pequena divergência com uma colocação que expusesse no teu texto:
    “Nos USA, um concessionário só perde a concessão se fizer algo muito grave e o FERC é que tem autoridade para caçar, não um prazo determinado.”
    Não podemos comparar um país em que o sistema de regulação é centenário com outro que o sistema é incipiente em relação ao primeiro. Prazos fixos de concessão são uma garantia tanto para um lado como para outro, durante longo tempo, principalmente durante o período dos governos militares, as manipulações de índices era a prática, como a geração estava praticamente nas mãos do Estado, estas empresas amargavam em dados instantes prejuízos incontáveis e em outros lucros exorbitantes, era uma gangorra que balançava de um lado para o outro ao sabor das conveniência da política econômica em geral.
    Se tivéssemos nesta época um sistema que permitisse a retirada da concessão, provavelmente muitas concessionárias ficariam sem seus ativos. Acho que inclusive os períodos de concessão deveriam ser diferenciados, para usinas novas a concessão deveria ser de prazo longo para que o custo inicial fosse amortizado, por outro lado, concessões em empresas que não necessitam novos investimentos pesados, poderiam ser bem mais curtas, desde que garantido neste período o retorno mínimo constitucional para tanto.
    Vou tomar um exemplo fora do setor, atualmente títulos primários da dívida pública alemã estão sendo vendidos com taxas negativas! Ou seja, investidores com aversão ao risco, garantido uma renda mínima, aceitariam prazos de 10 ou 15 anos num negócio tão seguro como o de operação de uma hidrelétrica. Logo acho mais importante é a garantia da renda mínima sobre os custos operacionais, pois só com um fluxo de caixa bem gerenciado (recebendo a vista pela energia gerada e pagando a prazo os fornecedores) já se geraria lucro financeiro.
    Temos que diferenciar o setor dos demais por uma só variável, o insumo principal, a água ou é custo zero ou a custo insignificante caso se adotar o pagamento pelo uso. Uma termoelétrica tem que balizar o seu preço pelo custo do combustível, implicando um risco bem maior, uma hidrelétrica, somente pelo custo de operação.

  7. COZINHAS ECOLÓGICAS
    Há excesso de geração hidroelétrica – constatada pelo ONS – para a qual não existe demanda, coincidindo com uma fase em que é declinante a atividade industrial em razão da crise.
    Se não houver consumo em razão do atraso na construção de linhas a energia elétrica produzida acabará utilizada localmente na produção de eletro intensivos e siderurgia, de maneira menos eficiente, sem condições de concorrer com a produção de países que utilizam combustível fóssil, inclusive a nossa própria.
    Quem mais se beneficia com este excesso e fraca demanda por eletricidade é o mercado livre (produtores de eletro intensivos e siderúrgicos) com valores de 4 Reais/Kwhora, “um verdadeiro presente” – segundo Roberto Pereira D’Araujo – especialmente agora com a renovação dos contratos de hidroelétricas.
    Foi justamente o excesso de eletricidade que levou à utilização do anacrônico chuveiro elétrico em lugar do gás mais escasso.
    Mas, se há excesso de hidroelétricas em detrimento de térmicas, o problema pode ser contornado utilizando o excesso para um fim mais nobre de conter riscos e, dessa forma, poupar gás para geração de térmicas. E nossos chuveiros deixariam de ser tão anacrônicos assim.
    Muito pior fazem os americanos que esquentam chuveiros elétricos com energia proveniente de usinas térmicas a vapor – verdadeira reminiscência arqueológica da revolução industrial – em lugar de queimar diretamente o gás abundante como fazem os brasileiros com seu gás escasso. É o que acabará acontecendo se as tarifas tiverem custo menor: utilitários elétricos na cozinha.

  8. REDUÇÃO DE TARIFAS TEM RELAÇÃO COM REDUÇÃO DE IPI?
    Redução de impostos é sempre benvinda. Quando houve a redução do IPI – imposto inexistente em outros países – os resultados foram surpreendentes e todos aplaudiram a iniciativa. Mas, a ninguém ocorreu perguntar se caberia às montadoras reduzir seus lucros afim de baratear o preço de seu produto. Nenhuma referência ao fato de se tratar – algumas – de multinacionais como outra qualquer. Não dá pra entender o porquê dessa fixação atávica quando o assunto em pauta são riquezas minerais do tipo potenciais hidráulicos, minérios e reservas petrolíferas.
    Ora, quedas d’água só se transformam em riqueza efetiva quando nelas são aplicados capital e engenho humano para delas se extraírem algo de útil para melhorar a vida do homem.
    Pela mesma razão, o valor de uma usina é essencialmente variável a medida que o sistema evolui no tempo e espaço.
    – Como podem estar em condições de investir no aumento de capacidade instalada quando o sistema como um todo atingir a fase hidrotérmica? E isso não está mais perto de acontecer do que muitos imaginam.
    Estarão estas empresas agora esvaziadas em condições de arcar com os custos incrementais de aumento de capacidade instalada?
    Concordo inteiramente com a necessidade de consulta prévia à três empresas que tem reservatório que são responsáveis pela regulação do sistema que requer ainda uma operação centralizada.

    TÉRMICAS SUBSTITUINDO HIDROELÉTRICAS
    A substituição por gás natural, mais eficiente na produção de calor e frio, levaria a uma redução significativa do consumo energético específico e, portanto, do custo real da energia útil para as indústrias.
    Esta é a grande oportunidade para a geração distribuída através de usinas combinadas de cogeração, que permitem a produção dos dois tipos de energia ao mesmo tempo com elevados rendimentos: térmica (calor de processo) e eletricidade.
    O país gera um excesso de energia elétrica justamente numa fase em que é declinante a atividade industrial por razões estruturais. O tipo de energia que o país mais precisa no momento é de energia térmica, petróleo para acionamento dos tratores e máquinas do agronegócio e mineração, especialmente o gás para suprimento de termelétricas de complementação.
    O Operador Nacional do sistema está acionando térmicas por precisão mesmo e não mais por precaução como de outros verões secos. Conta com chuvas desta semana para desligamento de térmicas.
    A persistência de incertezas climáticas, aliado ao aumento do consumo no final do ano acabará levando à encomenda de térmicas de reserva, especialmente dos grandes fornecedores, com receio apagões que estão se tornando frequentes.
    Conclusão: o sistema já é hidrotérmico, por mais que os planejadores insistam em permanecer na “monocultura da eletricidade”.

  9. OUSAR É PRECISO
    A presidente conhece bem o SIN e sabe perfeitamente que antes de baixar, a tarifa ainda vai ter de subir pela contingência do clima, dada a necessidade do acionamento de térmicas e pelo ineficiente uso da energia final.
    Não faz mesmo sentido aproveitar-se das vantagens de um sistema elétrico tão bem conduzido – por mais de meio século – para embutir na tarifa encargos e tributos que não fazem mais sentido.
    Contrariamente aos dois últimos presidentes que fizeram “vista grossa” renovando contratos de concessões – Lula e FHC – a presidente teve a ousadia de mexer com coisas sagradas como a renovação automática das concessões. Usa o artifício da antecipação para induzir as empresas a reduzir o preço da energia mesmo com a recusa de algumas empresas de Minas, S. Paulo e Paraná que é uma mera coincidência (Cemig, Cesp e Copel ).
    Mesmo que as térmicas tenham de permanecer ligadas por mais tempo e as tarifas permaneçam elevadas a presidente está determinada a levar adiante o processo de redução.
    Qualquer redução implica em queda automática do ICMS e os estados vão ser os primeiros a opor resistência.
    Redução de 16% para os consumidores comuns e 20% para o consumo industrial pode parecer pouco, mas é um bom começo. “Nunca antes…”, um presidente – qualquer deles – tomou a iniciativa há tanto tempo esperada. Mesmo que de forma autoritária e com os possíveis prejuízos para a qualidade técnica vale a pena a discussão da MP 579.

  10. PRAZOS DE ÉGUA**
    Caro Rogério, mais uma vez, grato pelos esclarecimentos.
    Nos governos anteriores a prorrogação por 20 anos (FHC) e a de Serra da Mesa em 2004 por 35 anos (no governo Lula), foi a forma de atrair capital privado que permitiu a construção do reservatório de Serra da Mesa com volume cerca de 3 vezes maior, permitindo a integração Sudeste e Norte-nordeste pela regularização da vazão do rio nas usinas de jusante: Lajeado, Estreito (consorcio privado) e Tucuruí.
    Convenhamos, 30 anos é um prazo demasiado pequeno para atrair capital privado, acostumados às sucessivas prorrogações das usinas mais antigas. Grandes empreendimentos como Belo Monte, Serra da Mesa, Tucuruí requerem prazos de 50 anos ou mais, com taxas de juros de longo prazo para se tornarem atrativos.
    Pense no Canal do Panamá que foi devolvido após 100 anos de exploração.
    Em prazos longos a parcela é praticamente a mesma, correspondente ao valor dos juros sobre capital, só que o prazo é alongado para mais 20 ou 30 anos.
    Ver fórmula abaixo sobre amortização com parcelas mensais constantes e taxa em valor por unidade:
    Prestação = capital*taxa * [(1+i)^n/((1+i)^n – 1)], cujo limite para prazo (n) muito longo se reduz a:
    Prestação = capital*taxa.
    Ou seja, o limite da expressão entre colchetes è 1 quando o prazo tende para infinito (muito longo).

    Observação: aumentar o prazo não diminui o valor da prestação como – enganosamente – leva a crer a intuição. Apenas estende o prazo do pagamento dos juros. A intuição leva a crer que a prestação seja inversamente proporcional ao prazo (hipérbole: prestação*prazo = constante). Quando na realidade a prestação segue uma curva exponencial invertida que tangencia a reta do valor dos juros sobre o capital.
    Por isso, comprar carros caros em sessenta prestações (cinco anos) a juros de 2% é burrice. Comprar casa a prazo de 30 anos (360 prestações) equivale a pagar aluguel, a menos que os juros sejam subsidiados. ”Não existe prestação inferior ao aluguel como propõe a propaganda enganosa”.
    É por esta mesma razão que reservatórios menores são antieconômicos com bem afirma o Rogério. Não compensa ao investidor privado aplicar em um empreendimento que está sujeito a entregar dentro de pouco tempo, sobretudo com o risco de ser ‘expropriado’ como acontece em países latinos como Argentina, Bolívia, Equador, etc., de tão triste memória.

    **Expressão regional para designar prazos de gestação de 11 meses dessas cavalgaduras.
    ***Tambem sou um aposentado da USP, professor e mestre da Poli.

    • Caro Hugo

      Primeiro, nunca fui adepto de um contrato de concessão única para empreendimentos diferenciados, inclusive quando citei que os custos deveriam ser diferenciados conforme o tipo de empreendimento fiquei até surpreso pelo seu comentário anteriormente exposto:
      “Não existe um custo a ser apropriado a cada usina particular de maneira isolada.”
      Discordo totalmente disto, ou se trata o empreendimento conforme suas especificidades ou se faz por exemplo pacotes de concessão em que sistemas em cascata sejam leiloados a um só fornecedor.
      Obviamente o custo de uma usina que esteja na cabeceira de um rio ou bacia, não é o mesmo que o custo de outra que aproveite da regulação da usina de montante. Isto não era feito simplesmente porque as concessões eram para empresas públicas que “perdiam” numa usina e “ganhavam” noutras, por exemplo do rio Jacuí temos o grande reservatório de Passo Real e abaixo deste temos aproveitamentos com reservatórios mínimos e geração máxima, para dar uma noção da disparidade vou colocar as principais características das barragens principais:
      .
      Passo Real: 24.882 hectares, 2 x 64 MW (194 ha/MW), operação 1973.
      .
      Leonel de Moura Brizola: 5.420 hectares, 6 x 28,90 MW (31,3 ha/MW) 1962.
      .
      Itaúba: 12.950 hectares, 4 x 128,10 MW (25,3 ha/MW) 1978.
      .
      Dona Francisca: 2.000 hectares, 2 x 64,2 MW (15,6 ha/MW) 2001.

      Baseando-se neste exemplo, pode-se ver que Passo Real acumula para as demais barragens, chegando ao ponto em que na última usina de Dona Francisca o reservatório nem possui comportas (no projeto original antes da privatização era previsto um reservatório maior e comportas que regularizariam em parte a vazão do rio, o projeto final foi executado com toda a barragem vertente de concreto rolado sobre um vertedor em degraus).
      .
      Por isto que digo é necessário o estudo de caso a caso, por exemplo no primeiro caso, Passo Real a concessão deveria ser mais longa, já no último uma concessão de 30 anos é até excessiva.
      .
      Só um pequeno detalhe, o exemplo do canal do Panamá é um exemplo extremamente infeliz, os USA criaram artificialmente um país independente em 1903 através de intervenção militar contra a Colômbia, tornando por muito tempo o Panamá um protetorado norte-americano. A volta do canal para domínio dos Panamenhos só foi conseguida após diversas intervenções militares dos Estados Unidos no Panamá matando milhares de panamenhos, inclusive a última promovida por George Bush Pai que sequestrou o então presidente panamenho (que foi provado era agente da CIA em 1986), e o trancafiou numa prisão federal norte americana por 40 anos sem direito a condicional.
      .
      Ou seja, utilizar o Canal do Panamá como exemplo é dizer que as empresas concessionárias devem extorquir o Governo Federal, utilizar força militar e outras ações ilegais para se manter na propriedade da concessão. Acho que não era isto que estavas pensando!

      • Rogério,
        Citei o canal de Panamá apenas como exemplo de empreendimento de longo prazo sem atentar para as implicações políticas. Poderia ter citado o Canal de Suez – do mesmo projetista – cuja devolução ao Egito contou com o apoio dos Estados Unidos e antiga URSS. Nos dois casos houve benefício para os países envolvidos.
        O Canal do Panamá já não comporta o trânsito de grandes navios e vai ter de ser ampliado ou construído um novo.
        .
        Faltou completar a frase:
        “Não existe um custo a ser apropriado a cada usina particular de maneira isolada.”
        Depende do contexto temporal e geográfico em que o novo empreendimento vai estar inserido: antes ou depois no tempo e espaço – e evidentemente do porte. Realmente o exemplo foi infeliz. De todo modo, grato pela contestação.

  11. GERAÇÃO EXPONTÂNEA
    Reconhecer a gravidade do momento é a maneira de atrair a colaboração dos empresários – que já estão bastante motivados – para a geração distribuída, cada qual gerando sua própria energia.
    Com ajuda dos empresários – que já estão adquirindo grupos de reserva – a complementação poderia ocorrer mais facilmente, sem o recurso de novas licitações. Os dispêndios públicos com térmicas de complementação poderiam ser menores quando compartilhados com as empresas, ao invés de ficar na defensiva do sistema elétrico. Estamos diante de um verão atípico imprevisível, como mostra claramente a atitude do ONS ao acionar térmicas preventivamente em outubro, quando tudo parecia correr bem.
    Mesmo com a permanência de térmicas ligadas pelo ano todo não há mais tempo para enchimento neste verão que está terminando. Chegaremos ao próximo verão com os mesmos problemas de reservatório.
    Isto não é nada “normal”. Pode muito bem estar ocorrendo um fenômeno climático semelhante ao ocorrido em 1953/56 – Período Crítico – que serviu de base para o projeto do SIN, agravado agora com as mudanças climáticas.
    Realmente a situação difere daquela de 2001: apagão seguido de racionamento por falta de energia. Hoje, sobra energia hidroelétrica – segundo o próprio ONS – e existe alternativa térmica, eólica e de biomassa, mas falta chuva para encher os poucos reservatórios. A demanda cresceu e o sistema se tornou mais complexo: precisa haver redundância de linhas para reduzir o risco no transporte de energia distante ou falta gás para acionar termoelétricas.
    Térmicas existem a vapor, de baixo rendimento – verdadeira reminiscência arqueológica da revolução industrial – que combinadas com térmicas a gás pode levar a economia de combustível fóssil e aumento do rendimento conjunto (cogeração).
    Assim como ousou rever concessões e reduzir encargos sobre tarifas – uma ação constrangedora para suas próprias empresas – deveria condicionar a redução a uma contrapartida daquilo que foi um pedido dos próprios empresários (da FIESP), ou seja: a aquisição de térmicas de reserva.

  12. TÉRMICAS NA BASE
    Foi o uso intensivo de reservatórios – com térmicas e outras fontes à disposição – que levou à atual falta de água nos reservatórios.
    Apesar de ter predominância de hidroelétricas – 70% segundo Roberto Pereira D’Araújo do MME) as usinas geram 90% da energia e apenas metade da sua capacidade térmica. Se as térmicas tivessem entrado em operação antes – ou melhor, se nem fossem desligadas antes de outubro – a situação hoje seria outra. Hoje as usinas são contratadas por disponibilidades. Ficam paradas à espera de um chamado do ONS. (Luiz Pinguelli Rosa).
    Tomemos o exemplo de Roberto Araujo: um sistema com 70000 MW em hidroelétricas e 20000 GW em termoelétricas.
    As térmicas, com FC=1, podem gerar: 20000 GWmédios ou 1/3
    As hidros, com FC=.55, geram: 40000 GWmédios ou 2/3
    Ou seja 20000 GW de capacidade instalada em hidroelétricas substituem 10000 GW de capacidade em térmicas. Isso só poderia acontecer com a utilização intensa dos reservatórios o que ocasionou o rápido esvaziamento. Por esta razão as térmicas foram ligadas – por precaução – em outubro, quando nunca deveriam ter sido desligadas.
    Em regime normal, hidroelétricas só poderiam produzir 67% da energia e não 90%. Há aqui um excesso de 13000 GW médios sobre termoelétricas. Sinal de que hidroelétricas funcionaram com vazões maiores do que sua vazão regularizada em 2012 por tempo prolongado.

  13. APAGÕES COM TÉRMICAS NA BASE
    Apagões se repetem mesmo com térmicas acionadas enquanto hidroelétricas são desligadas para encher reservatórios. Daqui pra frente vai ser assim. Termelétricas já fornecem mais de 1/3 da energia (Kwhora)

    Apagões se sucedem pela perda de qualidade técnica segundo alerta Pingueli Rosa. Equipamentos e linhas são antigos e requerem remuneração adequada. Mudanças na legislação acabam afugentando os investidores ou a redução dos melhores quadros técnicos das empresas. Não será apenas por ineficiência, falta de manutenção e fiscalização. O problema é estrutural:
    Não falta energia. Falta linha de transmissão e custa pouco para o sistema ser mais conectado e ter mais caminhos alternativos.
    que requerem modernização e manutenção, algumas inéditas em tensão superior às existentes que sequer foram ainda experimentadas, a exceção de algumas linhas na China em 1 milhão de volts, corrente contínua e capacitor série.

  14. […] Setor elétrico brasileiro: mais reservatórios ou critérios mais coerentes? […]

  15. […] do sistema, o planejamento vislumbra um equilíbrio estrutural entre oferta e demanda. Porém, D’Araujo (2012) observa que “com esse tipo de complementação térmica, além de não aumentarmos a relação […]

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