Grupo de Economia da Energia

O setor elétrico brasileiro jogando xadrez

In energia elétrica on 29/08/2016 at 10:48

Por Renato Queiroz

renato082016O setor elétrico brasileiro nos últimos anos vem driblando o fantasma do apagão. A crise econômica evitou tal situação, pois o consumo de energia elétrica arrefeceu. Mas quando a economia brasileira se recuperar, o sistema elétrico será novamente bem solicitado.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico, ONS, revisa periodicamente as previsões da carga do SIN – Sistema Interligado Nacional -, que é o montante de energia requisitado pelo sistema elétrico em um determinado período de tempo, medido em megawatt médio. Juntamente com a Empresa de Pesquisa Energética – EPE – de 4 em 4 meses é divulgado um Boletim de acompanhamento e de previsão para os próximos 4 anos.

O último Boletim é de início do mês de agosto corrente. O documento indica que a carga de energia de janeiro a julho de 2016, comparativamente ao mesmo período de 2015, aumentou em 0,6%. Ou seja, embora não tenha crescido como era previsto anteriormente, não houve a queda como muitos imaginavam. E a recuperação do consumo certamente ocorrerá e pode até ser mais rápida do que os mais conservadores imaginam.

As temperaturas elevadas nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul e as baixas temperaturas na região sul, em junho, fizeram a carga crescer. O uso de aquecedor e de ar-condicionado pelas residências já levou a uma solicitação maior de eletricidade pela população, mesmo com o crescimento negativo do segmento industrial e do comercial. Se esses segmentos retomarem fortemente as suas atividades, terá que haver oferta de energia. No que se refere às previsões para os próximos 4 anos, considerando o ano de 2016, o crescimento médio anual previsto da carga de energia é  de 3,7% ( ONS/EPE 2016).

A pergunta que se coloca é: o setor está preparado para enfrentar os desafios que vêm pela frente sob uma perspectiva de retomada do consumo de energia?

O sistema elétrico vem perdendo a confiabilidade ao longo dos anos. O então ministro interino de Minas e Energia, Márcio Zimmermann, em outubro de 2012, declarou na mídia, após o segundo apagão em menos de um mês e um quarto apagão no mesmo ano: “a sequência de apagões não é normal e o sistema elétrico brasileiro vem perdendo a confiabilidade” (Veja eletrônica, 2012). O próprio governo admitia publicamente essa condição. É interessante destacar que um mês antes da declaração do ministro foi editada a MP 579/2012, definindo os critérios e condições para a prorrogação das concessões de geração hidrelétrica. Essa medida trouxe perda de autossuficiência das concessionárias e mais incertezas e prejuízos para o setor elétrico.

Quando chega uma crise mais aguda, decide-se por um grande ajuste na regulação setorial.  Parece que há uma dificuldade dos governos em reformularem o marco regulatório sob a vigência do próprio governo que implantou as regras.  Então somente em uma nova administração política é que são promovidas mudanças.  Em passado recente, 2001/2002, vimos essa situação após o racionamento de energia elétrica. Atualmente com novos atores no setor com certeza os ajustes na regulação devem ocorrer.

Importante ressaltar que fazendo uma lista das causas que, desde a década de 90, os especialistas apontam como responsáveis pelas crises do setor ou por blecautes de caráter nacional encontram-se pontos comuns: esvaziamento progressivo dos reservatórios das hidrelétricas que comprometem a segurança do abastecimento; necessidades de ajustes no modelo setorial; investimentos insuficientes em manutenção de instalações em operação; desmantelamento de equipes em empresas estatais; erros em medidas implantadas na regulação (exemplo MP 579/12 transformada em Lei 12.783/2013); falta de incentivos regulatórios e financeiros para novos investimentos em plantas termoelétricas, considerando, sobretudo, as incertezas quanto à construção de novos projetos hidrelétricos; indefinições em relação ao aumento da geração nuclear na matriz elétrica; atrasos de obras de geração e transmissão; necessidade de reavaliação nos critérios de despacho, considerando uma gestão mais eficiente no uso dos reservatórios das hidrelétricas e de maior intermitência na geração; busca de soluções regionais para suprimento de energia elétrica.

Um exercício interessante seria dissecar cada item listado acima, e avaliar se realmente é um problema estrutural ou conjuntural. E ainda avaliar se há outras causas estruturais não listadas. Elaborar, assim, uma priorização de que item de maior risco deveria encabeçar a lista para solução.

Uma grande incerteza, por exemplo, é a oferta de energia através de plantas hidrelétricas. Atualmente há dificuldades crescentes para a construção de novas hidrelétricas. O arquivamento do processo de licenciamento da usina São Luiz do Tapajós, no Pará, neste ano, pelo IBAMA é um sinal dessas dificuldades. Os estudos de planejamento consideram esse projeto no cenário de expansão do PDE 2024 com 8.040 MW de potência total para a entrada em operação em 2021. Outra usina no rio Tapajós considerada no PDE para operar em 2023 é Jatobá com potência de 2238 MW.

A Resolução CNPE Nº3 de maio de 2011 considerou as usinas hidrelétricas São Luiz do Tapajós e Jatobá como estratégicas para o interesse público, estruturantes e prioritárias para efeito de implantação. Mas é necessário que o planejamento tenha opções na hipótese da postergação da operação ou mesmo da não realização dessas usinas.

O governo aponta o rio Tapajós como a nova fronteira de usinas hidrelétricas na Amazônia. A previsão é de 40 usinas, sendo cinco no rio Tapajós que nasce no estado do Mato Grosso, banha parte do estado do Pará e deságua no rio Amazonas, ainda no estado do Pará.

Qual será o plano B se essas plantas não vingarem?

Observando os níveis de água dos reservatórios e a respectiva participação das térmicas em julho deste ano, 3 meses após o final do período úmido, o armazenamento dos reservatórios dos subsistemas – com exceção do sul – tiveram redução, o que levou a contribuição de cerca de 8400 MW médios de geração térmica, segundo o Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro do MME de julho de 2016. Esse mesmo documento aponta que as hidrelétricas representaram 64,5 % da matriz de geração elétrica, as térmicas 18,2 % sendo a biomassa 9,3 % e as térmicas a gás natural 8,9%. As hidrelétricas encabeçam o cardápio de opções para ofertar energia elétrica. A aposta na opção hidrelétrica é preocupante.

As perspectivas futuras da matriz elétrica trazem mudanças que vão alterar a sua estrutura em um verdadeiro jogo de xadrez elétrico para os planejadores:

  • O potencial hidrelétrico disponível, ainda que considerável, se localiza na região norte do País que é sensível a demandas ambientais e sociais, trazendo incertezas para a viabilização de novas hidrelétricas. Uma das saídas no curto prazo é a geração térmica a gás natural. Assim, a integração das indústrias de gás natural e energia elétrica é uma prioridade.
  • A cogeração de energia elétrica a partir da queima do bagaço da cana-de-açúcar é uma alternativa importante e deve ser mais incentivada. O Brasil tem vários tipos de biomassa residual em grandes quantidades e é uma opção importante para disponibilizar energia elétrica a custos mais reduzidos.
  • As fontes eólicas e solares terão uma participação crescente na matriz nacional, pois são reais as perspectivas de queda dos seus custos nivelados [1]. Vão conferir, no entanto, forte volatilidade ao sistema interligado, o que vai tornar mais complexa a operação do sistema.
  • A Geração Distribuída (GD) inexoravelmente vai ter uma forte difusão no curto prazo, sobretudo dentro do ambiente energético mundial de maior sustentabilidade e geração limpa. A concepção do sistema elétrico, porém, é alterada e traz impacto em todo o sistema de transmissão e distribuição de energia.
  • Novas usinas nucleares fazem parte do cardápio de opções de fontes de geração de energia elétrica. O Plano Nacional de Energia 2030, divulgado em 2007, já sinalizava tal fato. O fato do país ter capacitação no enriquecimento isotópico do urânio oferece aos planejadores mais uma tendência para essa opção de geração. O alto custo da geração nuclear e a incerteza quanto à segurança no tratamento dos resíduos produzidos trazem, porém, desafios políticos para a introdução de novas plantas no Brasil, diferentemente de outros países.
  • A difusão dos carros elétricos tem também uma forte perspectiva no médio prazo, mas aumentará o consumo de eletricidade. Importante destacar que será uma mudança estrutural na sociedade e trará desenvolvimento tecnológico em novas baterias, o que beneficiará também o uso de energia solar, pois haverá diminuição de custos.

Assim, opções às hidrelétricas no Brasil, como, por exemplo, as térmicas a gás natural para gerarem na base do sistema elétrico, na transição para uma matriz totalmente renovável, podem esbarrar nas metas de emissões.

Essa é uma preocupação que deve ser amplamente debatida com a sociedade, a mídia e especialmente com os órgãos ambientais. As possibilidades técnicas atuais impedem antecipar as realidades, desejos individuais ou de grupos. Daí o debate aberto ser importante para explicitar à maioria da população as dificuldades e percalços para chegarmos a uma matriz energética totalmente renovável.

Outra questão não menos importante é o planejamento enfrentar logo os problemas existentes no modelo setorial. Há questões que são conhecidas pelos próprios técnicos do governo e tantas vezes discutidas em seminários. Os ajustes necessários devem ser buscados como prioridade. Experientes jogadores de xadrez dizem que quem joga primeiro ou faz o primeiro movimento possui o ataque e, assim, leva vantagens.

Referências:

Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro ( julho de 2016). Ministério de Minas e Energia – MME.

ONS, EPE (2016, julho). Previsões de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2016-2010.

Veja eletrônica (2012). Sistema elétrico está perdendo confiabilidade, diz ministro disponível em http://veja.abril.com.br/politica/sistema-eletrico-esta-perdendo-confiabilidade-diz-ministro/

[1] Custo nivelado: custo estimado por MWh gerado, sem subsídios, da construção e do funcionamento de uma usina numa determinada região e ao longo do seu período calculado de vida.

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