Grupo de Economia da Energia

Expansão do setor elétrico e as especificidades do subsistema norte

In energia elétrica on 27/11/2017 at 16:30

Por Helder QueirozLucas de Almeida Ribeiro (*)

helder112017A atual situação do setor elétrico brasileiro é crítica. A conjugação da crise hídrica com a crise institucional cria um contexto de incerteza com relação às novas etapas de reforma e evolução da configuração patrimonial, especialmente sobre o futuro papel da Eletrobras.

Independentemente da qualidade, por vezes, duvidosa de muitas das propostas em jogo, é importante reconhecer que nenhuma delas deveria desconsiderar o grau de complexidade técnica, operacional, regional e econômica que envolve o setor.

Neste texto, destacamos um aspecto particular que ilustra de forma exemplar a referida complexidade. O Brasil é um país de dimensões continentais, cujas regiões geográficas apresentam diferentes perfis de consumo elétrico e de regime hídrico para o setor de energia. Essa configuração impõe desafios aos planejadores do sistema para o aproveitamento elétrico inter-regiões, garantindo, simultaneamente, o suprimento firme da demanda e a modicidade tarifária necessária.

O Setor Elétrico Brasileiro (SEB) busca, ainda, universalizar o acesso da eletricidade como forma de inclusão social, o que implica interligação de regiões mais distantes dos centros de carga,através de linhas de transmissão. O Sistema Interligado Nacional (SIN) é responsável pela interconexão de diferentes regiões elétricas, sendo formado pelos “subsistemas”: Norte, Sul, Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Dada a extensão do território nacional e localidades afastadas, existem também os sistemas isolados, desconectados do SIN e que representam menos de 1% da carga total do País.

Uma das características do produto eletricidade é a sua não estocabilidade: a necessidade de suprimento da demanda é instantânea, devendo a geração e as redes acompanhar a curva da carga (consumo), sem onerar o consumidor. A geração e a operação das redes elétricas não partem de decisões individuais dos agentes, mas da coordenação exercida por um agente especial, responsável pelo controle dos fluxos de despacho, o Operador Nacional do Sistema (ONS). Ademais, a expansão da capacidade de geração e das linhas de transmissão necessita de esforços de coordenação institucional e operacional, sendo tal coordenação intrínseca ao próprio funcionamento do sistema (1).

Na geração elétrica, há a transformação dos recursos naturais em energia aproveitável. Essa energia provém tanto de recursos renováveis (água, vento, irradiação) como de recursos não renováveis (fósseis). Considerando o elevado potencial hidrelétrico brasileiro, estimado em cerca de 250 GW, a matriz elétrica nacional buscou aproveitar energia hídrica para geração de energia, a partir da construção de usinas mais próximas ao centro de carga. Nesse contexto, as térmicas atuavam como back-up do sistema em momentos hidrológicos desfavoráveis. A maior parte da parcela não inventariada hidrelétrica, disponível para expansão, está localizada no subsistema Norte, com as bacias do Tocantins e Amazonas.

Os desafios ambientais, contudo, têm culminado na construção de usinas a fio d’água na fronteira amazônica, ou seja, usinas não dispõem de reservatórios ou mesmo o possuem em escala bastante diminuta, como no caso de Belo Monte, no Xingu (11,2 GW). A construção de usinas a fio d’água impõe um desafio de regularização dos reservatórios, isto é, a estocagem do recurso natural hídrico para aproveitamento gerador no período de escassez (período seco). Essa realidade aumenta a diferença entre capacidade instalada e garantia física (energia assegurada) dos empreendimentos. Pela distância do subsistema Norte ao centro de carga, esforços coordenados de interconexões, com linhas de transmissão, mostram-se imprescindíveis para o escoamento da eletricidade gerada.

No contexto de expansão da matriz, vale destacar ainda a introdução de novas fontes renováveis, como as eólicas e as solares. Tais fontes possuem geração limpa e são importantes para o atingimento de objetivos de redução dos gases do efeito estufa no setor energético. Contudo, eólicas e solares são intermitentes, isto é, a geração depende do regime dos ventos ou da irradiação, sendo consideradas como fontes “não-despacháveis” pelo ONS. Conforme mencionado, o suprimento firme do consumo é um dos princípios do SEB, sendo necessário garantir a confiabilidade. É nesse sentido que as usinas térmicas (UTEs) ganham maior espaço (i) no período seco, com as usinas a fio d’água, (ii) para atendimento na ponta (períodos de maior consumo elétrico) e (iii) para fazer frente horária à introdução de fontes intermitentes (controlabilidade).

O gás natural apresenta-se como a fonte fóssil menos poluente, sendo a referência natural para a expansão da geração termelétrica. Nesse sentido, o subsistema Norte apresenta grandes estados produtores de gás natural: Amazonas e Maranhão(2). No subsistema Norte, 70% da capacidade termelétrica está concentrada no Estado do Maranhão (2,4 GW), com destaque para a geração elétrica a gás natural de baixo custo variável do Complexo do Parnaíba (1,4 GW). O Maranhão é também o único estado do subsistema Norte a apresentar potência eólica, apresentando características distintas aos demais estados.

A Tabela 1 apresenta a capacidade instalada por subsistema. Observa-se que o Norte possui a menor capacidade instalada (23,6 GW), respondendo por pouco mais de 15% da potência de geração fiscalizada.

Tabela 1 – Capacidade instalada no Brasil em 30.04.2017

Subsistema Capacidade Instalada (MW)

%

Norte

23 556,61

15,48%

Nordeste

27 313,52

17,95%

Sudeste/Centro-Oeste

70 508,85

46,33%

Sul

30 799,41

20,24%

Total

152 178,39

100,00%

Fonte: ANEEL

A Tabela 2 destaca a relação das UHEs em operação no subsistema Norte. O Estado do Pará, concentrando Tucuruí e Belo Monte, representa 77,73% da potência do subsistema, seguido pelo Tocantins, Amapá, Maranhão e Amazonas.

Tabela 2 – Capacidade das UHEs no subsistema Norte em 30.04.2017

UF UHE Data de Operação Potência Fiscalizada (MW)

%, total

AM

Balbina

20.02.89

249,75

1,56%

Pitinga

01.01.86

24,96

PA

Tucuruí

30.12.84

8 535,00

77,73%

Curuá-Una

01.01.77

30,30

Belo Monte

20.04.16

3 327,46

Teles Pires

07.11.15

1 819,80

TO

Lajeado

01.12.01

902,50

9,32%

Peixe Angical

27.06.06

498,75

São Salvador

06.08.09

243,20

AP

Coaracy Nunes

30.12.75

78,00

5,23%

Santo Antônio do Jari

17.09.14

373,40

Ferreira Gomes

04.11.14

252,00

Cachoeira Caldeirão

05.05.16

219,00

MA Estreito

29.04.11

1 087,00

6,16%

Total (30.04.17)

17 641,12

100%

Fonte: compilação própria a partir de dados da ANEEL (2017a).

Segundo dados do ONS(3), o subsistema Norte contava com 3.384 MW de potência térmica instalada em 30 de abril de 2017, sendo este o montante disponível para despacho centralizado do agente no contexto do SIN. É importante ressaltar que existem outras usinas termelétricas registradas na Agência Nacional de Energia Elétrica não representadas nessa potência, sobretudo no Estado do Amazonas, cuja geração fornece suprimento aos sistemas isolados, sem aproveitamento para intercâmbios. Essas usinas caracterizam-se pelo alto custo variável e pelo uso de derivados do petróleo, como diesel e óleo combustível, além de elevadas perdas energéticas. Conforme observado na Tabela 3, o Maranhão respondia, sozinho, por cerca de 70% da capacidade térmica do subsistema Norte, com 2.375 MW instalados (as usinas estão dispostas por ordem de custo variável unitário). Desse total, o Complexo Termoelétrico do Parnaíba (1.429 MW) representa 60% da potência térmica do Estado e 42% da potência térmica do Norte, através de UTEs a gás natural.

Tabela 3 – Capacidade das UTEs no subsistema Norte (destaque para as UTEs do Estado do Maranhão)

Fonte:ONS

Com relação aos custos das UTEs do subsistema Norte, o Gráfico 1 abaixo apresenta o Custo Variável Unitário, em R$/MWh, e a fonte térmica aplicável para cada usina (diesel, óleo combustível, gás natural ou carvão). Observa-se que os maiores custos variáveis estão associados às usinas cujos combustíveis sejam derivados do petróleo (diesel e óleo combustível), enquanto os menores custos estão associados ao gás natural das UTEs do Complexo Termoelétrico do Parnaíba (modelo de monetização denominado reservoir-to-wire, com geração em usinas localizadas próximas aos poços terrestres do Parque dos Gaviões).

Gráfico 1- Custos Variáveis Unitários (R$/MWh) e fontes por UTE do Norte

Fonte: ONS (2017c)

Pelo lado da demanda, o subsistema Norte representava 7,2% do consumo de eletricidade do Brasil no exercício de 2015, sendo o subsistema de menor peso relativo no SIN, conforme Tabela 4.

Tabela 4- Demanda elétrica do Brasil por subsistema, em GWh (2011-2015)

Fonte: EPE

Desse modo, destaca-se a importância “exportadora” de eletricidade do Subsistema Norte. Neste sentido, de forma sumária, a expansão do SEB caracteriza-se, no horizonte 2017-2024, por:

  1. Alta viabilidade dos empreendimentos de geração hidrelétrica a fio d’água, sobretudo Belo Monte, com menor regularização dos reservatórios;
  2. Atrasos em obras importantes de transmissão para escoamento da energia hidráulica gerada por Tucuruí e Belo Monte, no Norte, levando a previstas restrições elétricas na interligação Norte-Sul: efeito Abengoa-Isolux;
  3. Baixa viabilidade dos empreendimentos de geração termoelétrica (70%), sendo que não há previsão para a entrada de operação da maior parte da potência (efeito Bolognesi);
  4. Adição de fontes eólicas novas na matriz, intermitentes, concorrendo com os recursos de transmissão utilizados pelas UHEs do Norte (aumento do fator de capacidade das eólicas durante período úmido);
  5. Taxas de consumo no SIN crescentes a cada ano, influenciadas pela retomada da economia e pela elevada elasticidade-renda da demanda elétrica;
  6. Taxas de expansão da capacidade instalada limitada, requerendo novos leilões de energia nova para manter confiabilidade do SIN (margens de reserva);
  7. Diminuição da participação térmica na matriz e elevação da participação renovável (eólicas e solares); e
  8. Desconsideração dos possíveis efeitos de mudanças climáticas para a restrição das vazões naturais das hidrelétricas no parque gerador (efeito estacionário), o que poderá culminar em contingência de geração hídrica nos próximos anos.

O planejamento elétrico do setor elétrico brasileiro, de 2017 a 2024, está orientado sob a ótica do melhor aproveitamento dos recursos hidráulicos não-inventariados, com destaque para a nova fronteira do subsistema Norte. A construção de grandes hidrelétricas nos rios do bioma amazônico, contudo, apresenta diversos desafios no âmbito do licenciamento ambiental, com a limitação de alagamento de áreas de planícies impedindo a melhor regularização de reservatórios. Tal configuração restringe a capacidade de geração hídrica nos períodos secos e, simultaneamente, compromete a garantia física das usinas, aportando menos energia assegurada em contratos de comercialização no SIN. Dessa forma, a maior parte da expansão de potência do sistema tem ocorrido com projetos de usinas a fio d’água.

A adição de renováveis intermitentes (dependentes do regime de ventos e irradiação solar para geração) traz novos desafios para os operadores no sistema, que devem garantir o atendimento firme da demanda: tais fontes não são despacháveis centralizadamente pelo ONS sob demanda, de forma que a controlabilidade (flexibilidade) e o atendimento da demanda elétrica na ponta horária, características intrínsecas das usinas térmicas flexíveis, serão necessidades naturais das operações, características próprias de usinas termelétricas.

Na análise da expansão da geração, a contingência climática apresenta importantes conclusões. Ademais da menor capacidade de regularização dos reservatórios pela engenharia dos empreendimentos a fio d’água, os modelos climáticos demonstram reduções nas vazões naturais das hidrelétricas brasileiras, ou seja, menor capacidade de energia turbinável. Essa redução é esperada para todos os cenários estudados (com ou sem adaptação às mudanças climáticas), embora em diferentes graus. Em um sistema elétrico de forte dependência hidráulica como o brasileiro, faz-se mister mecanismos de mitigação desses efeitos, como o fortalecimento do parque termelétrico para a confiabilidade do suprimento.

No sistema de transmissão, os atrasos na construção das linhas comprometem o limite máximo de escoamento e intercâmbios. Em dezembro de 2016, 62,16% dos empreendimentos estavam atrasados e o atraso médio era de 618 dias. Essa situação torna-se de maior criticidade quando analisado o efeito do escoamento insuficiente da eletricidade da UHE Belo Monte até 2020 (restrição de geração, comprometendo o intercâmbio para o centro de carga) associado à competição de recursos de transmissão com a geração eólica (fator de capacidade elevado, com prioridade de despacho). O subsistema Norte, com a interligação de Roraima e as conexões de Belo Monte, concentra boa parte dos esforços de viabilidade dos extensos linhões já licitados.

Neste aspecto, o subsistema Norte (nova fronteira) apresenta características singulares de potencial energético tecnicamente aproveitável (hidrelétrico; gás natural em terra de reservatórios de gás), mas está distante dos principais centros de carga, impondo reforços de escoamento.

Desse modo, fica claro que a evolução da matriz brasileira apresenta desafios consideráveis para os tomadores de decisão no próximo decênio. Assim, nos parece claro que o reconhecimento do papel das especificidades regionais e operacionais, na configuração presente e futura do setor, é um passo indispensável para qualquer processo de reforma que busque a expansão sustentável do setor elétrico brasileiro.

Notas:

Este texto é baseado na Monografia de Bacharelado em Ciências Econômicas de Lucas de Almeida Ribeiro, sob orientação de Helder Queiroz

(*) Analista de Regulação da Eneva

(1) Ver Bicalho, R. (2014). A crise elétrica e a falta de coordenação. Disponível em
https://infopetro.wordpress.com/2014/06/02/a-crise- eletrica-e- a-falta- de-coordenacao/>. Acesso em 30 de abril de 2017. Blog Infopetro.

(2) Na organização dos subsistemas elétricos no Brasil, o estado do Maranhão é considerado como integrante do Subsistema Norte.

(3) Operador Nacional do Sistema (2017b). Informativo Preliminar Diário de Operação. Disponível em http://www.ons.org.br/publicacao/ipdo/>. Acesso em 30 de abril de 2017.

Leia outros textos de Helder Queiroz no Blog Infopetro

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