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MITOS E VERDADES SOBRE A CRISE HÍDRICA BRASILEIRA E SEUS IMPACTOS NA CONTA DE LUZ

Apesar do país enfrentar a maior crise hídrica dos últimos 91 anos, a robustez do sistema garante energia elétrica para o Brasil até final de 2022 sem racionamento e apagões

Foto: AG – Usina de Belo Monte – Rio Xingu

Em junho de 2021, a Agência Nacional de Águas (ANA) declarou situação crítica de escassez hídrica em cinco estados do Brasil. Porém, quem acha que a situação energética do país está complicada, de certo não sabe o que está acontecendo lá fora, mas a isso a nossa imprensa partidária ativista não mostra. O jornalismo independente tem o dever de mostrar e desmistificar este e outros assuntos que a velha mídia usa para atacar o presidente e seu governo.

Lá fora o preço da energia elétrica subiu não foram 20%, mas 300%. O que está ruim pode piorar, pois o inverno Europeu e Norte Americano prometem ser severos, assim como a seca no hemisfério sul, demandando energia para aquecimento de milhões de pessoas.

O fato é que a conta do “fica em casa que a economia a gente vê depois”, também está chegando e não vai perdoar os que usaram a pandemia para fazer política. No Brasil a prática foi escancarada apesar dos alertas do presidente da República acusado injustamente de ter sido negligente quando dizia que a saúde e a economia precisavam andar juntas.

Conversei com um dos maiores especialistas do Brasil no assunto sobre o que de fato está acontecendo no país em relação a energia, Walter Fróes da CMU Comercialização de Energia, e ele afirma que a situação não é tão ruim quanto parece: “Para quem esqueceu que a economia a gente não pode ver depois”, ela iria chegar, e chegou.

Robustez do sistema garante estabilidade e oferta de energia

Foto: Cemig – Linhas de Transmissão

O fato é que o Brasil, apesar da pior crise hídrica registrada nos últimos 91 anos, possui um sistema extremamente robusto e bem administrado que garante energia para 200 milhões de pessoas em 86 milhões de pontos de consumo, sendo apenas 9 mil consumidores no mercado livre, e o restante no mercado cativo residencial. 10 milhões de brasileiros ainda não aparecem como consumidores, são os excluídos do sistema.

Walter lembra que, “a escassez de chuvas significa reservatórios em níveis baixos coincidindo com maior demanda por energia em razão da reativação da economia para patamares pré-pandemia e mercado aquecido. Fatores que, combinados, levaram o operador do sistema lançar mãos das termoelétricas para garantir abastecimento, mas com custo maior”, relata o especialista.

Dentre as recomendações das autoridades para o enfrentamento da “crise” está a geração de usinas termelétricas (mais caras) de forma antecipada para preservar água nos reservatórios e a importação de energia elétrica de países vizinhos. Vale lembrar que as chuvas registradas no país em 2020 atrasaram e começaram fracas somente no final de dezembro de 2020, foram mais curtas e terminaram em março de 2021.

A dependência das hidrelétricas precisa diminuir, mas as alternativas são limitadas

Foi um dos piores períodos de seca da história. E não custa lembrar que 63,2% da energia utilizada no Brasil são provenientes de hidrelétricas. Ironicamente lembra o especialista para suprir, o país precisa usar as termelétircas, e “elas não apenas são mais poluentes como também mais caras na geração de energia, o que é repassado ao consumidor final inevtavelmente”, afirma o especialista que comercializa energia no mercado livre para empresas de várias áreas. O resultado, evidente já é percebido no bolso, lembra Walter Fróes.

O Aumento foi de 52% na bandeira vermelha 2, com o valor de 100 quilowatts-hora (kwh) saltando de R$ 6,24 para R$ 9,49. No último dia 31 de agosto, o governo anunciou novo reajuste: em setembro, a tarifa passou a ser de R$ 14,20 para cada 100 kwh consumidos. O governo segue monitorando o sistema, pois a questão não é só de baixa geração de energia, mas, sobretudo de abastecimento para consumo humano.

A crise hídrica preocupa autoridades que cuidam da água para consumo humano

O volume de um reservatório para consumo humano só é considerado normal quando está acima de 60% do seu total. Abaixo disso preocupa. A situação é monitorada de perto para que a crise de sete anos atrás não se repita. A título de exemplo o reservatório da Canteira que abastece parte da cidade de São Paulo chegou 27,2%, abaixo do volume mais de 50% obrigando a Companhia de Saneamento Básico do Estado (Sabesp) usar a cota da reserva técnica — volume morto.

Foto: Sabesp – Reservatório da Cantareira

O cenário é bizarro, pois o Brasil possui 12% das reservas de água potável do planeta, sendo que 53% destes recursos estão justo na América do Sul. De acordo com o “MapBiomas” entidade que cuida do monitoramento das águas em todo o planeta, existem 83 rios fronteiriços e transfronteiriços no Brasil, e as bacias hidrográficas transfronteiriças ocupam 60% do território nacional. “É água pra dar com pau”, no dito popular.

Apesar da abundância em recursos hídricos, a distribuição deles entre a população está longe de ser justa. Cerca de 35 milhões de brasileiros não têm acesso à água potável e 100 milhões não contam com serviço de coleta de esgoto, segundo o Instituto Trata Brasil. Os desafios para superar essa realidade são igualmente numerosos, mas são assuntos para outra matéria.

Com a decisão de não ter reservatório, o Brasil perdeu uma Itaipu em Belo Monte

Walter reforça que o problema hídrico é global. “Quando pensamos em mudanças climáticas, olhamos e verificamos mudanças nos padrões de chuva por todo o mundo”disse. Porém, algumas decisões tomadas por governos recentes agravaram ainda mais a situação e o caso de Belo Monte precisa ser lembrado sempre. A segunda maior hidrelétrica do planeta é subutilizada por questões político ambientais.

O especialista ressalta que, “para agradar os caprichos da Sra Marina Silva, perdemos uma Itaipu em Belo Monte. A usina foi projetada para produzir 22 gigas de energia, com 12 gigas assegurados, mas ficou só na história, pois sem o reservatório, a hidroelétrica que custou R$40 bilhões, e foi uma das maiores obras de engenharia da história do Brasil e do mundo, vai produzir no máximo 11 gigas, e apenas 4 gigas de energia assegurada, um crime contra a economia, contra o desenvolvimento e contra a engenharia brasileira, lembrou o especialista.

Walter Frões destaca ainda que a questão da dependência das hidrelétricas já foi maior, “em 2001 era de 82%, hoje essa dependência é de 68%. Nossa capacidade de transferência também era menor e cresceu, antes não podíamos transferir energia produzida no sul para o nordeste, e hoje podemos”, o que mostra a robustez do sistema segundo o especialista.

As fontes alternativas de energia eólica e fotovoltaica, geradas pelo sol cresceram também e representam 12%, porém não são fontes gerenciáveis como é o caso da energia nuclear, que apesar de limpa ainda possui o estigma equivocado de que não é segura. As termelétricas sim poluem mais e são muito mais caras.  Walter lembra que estamos garantidos de energia sem apagão e racionamento até 2022, mas se não chover até lá o racionamento será inevitável.

68% dos consumidores de energia, mercado cativo, não possuem poder de barganha

Sobre o mercado de energia, o especialista relata que 68% dos consumidores cativos, os residenciais não tem para onde correr, são obrigados a comprar energia de concessionários que estão sujeitos às oscilações do mercado e às intempéries das oscilações de chuvas, sobretudo por causa da dependência das hidrelétricas, fazendo o preço do KW variar.

Foto: Uol – O Calça Apertada João Dória

Já para o mercado cujo consumo se dá por empresas como hospitais, fabricas grandes consumidores, esses podem lançar mão da compra de energia no mercado livre negociando com fornecedores e pagando antecipadamente pela energia que irão usar no futuro. São nove mil consumidores que representam 32% dos pontos de consumo de energia do pais, e que não estão sujeito às oscilações.

O fato é que graças à boa gestão do sistema no Brasil, a situação aqui é mais confortável do que aquela que de fato está ocorrendo lá fora e que a imprensa não mostra. As razões, se necessário, podem ser desenhadas para quem ainda não percebeu o que de fato pretende os dirigentes de empresas de comunicação: Minimizar as boas notícias, e colar na figura do presidente da República as notícias ruins. Alguém ainda duvida disso?

José Aparecido Ribeiro é jornalista

www.zeaparecido.com.br – WhatsApp: 31-99953-7945 – jaribeirobh@gmail.com

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Gargalos limitam a geração de energia solar e eólica no Brasil

Cortes temporários de produção das usinas eólicas e solares do Nordeste vêm aumentando durante a crise hídrica

Gannoum, da ABEEólica: “Renováveis se tornaram mais relevantes, precisamos reforçar transmissão Nordeste-Sudeste” 

Enquanto a produção das hidrelétricas mingua com a seca, as usinas eólicas e solares têm batido recordes de geração e ajudado a sustentar o atendimento da demanda de energia. No entanto, gargalos no sistema de transmissão têm feito com que, em alguns momentos do dia e da semana, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) determine cortes de geração eólica e solar, principalmente por falta de capacidade para escoamento de toda a energia nas linhas.

Esse tipo de ocorrência não é novidade para o setor elétrico e está relacionado à rotina de operação do sistema. Mas agentes do setor de renováveis relataram ao Valor que ordens de redução temporária de geração têm se acentuado nos últimos meses, em meio à crise hídrica – no caso da solar, estima-se que a quantidade de energia “perdida” tenha crescido três vezes. Para alguns agentes, isso evidencia o descasamento entre o ritmo de crescimento da geração, sobretudo no Nordeste, e da transmissão, que tem ficado para trás.

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Reduções involuntárias na produção de energia das usinas (“curtailment por constrained-off”, na expressão técnica) podem acontecer com qualquer tipo de fonte, e por motivos variados. As usinas podem, por exemplo, sofrer restrições pontuais pela capacidade de escoamento das linhas de transmissão, por manutenções e contingências específicas na rede.

Na visão dos geradores, o aumento recente das ocorrências tem a ver com a crise hídrica, que não só tornou o “bolsão” de geração eólica e solar do Nordeste ainda mais relevante ao sistema, mas também intensificou os envios de energia da região para o Sudeste.

“Com a escassez hídrica, a otimização elétrica e energética se tornou mais complexa. O ONS tem que usar o máximo de recursos, então ele chama todas as usinas para operar. É como um guarda apitando o trânsito: ele solta os carros, mas precisa controlar o fluxo na rede”, explica Elbia Gannoum, presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica).

Segundo acompanhamento feito pela entidade, os cortes de geração têm acontecido com maior frequência e intensidade aos fins de semana, quando a demanda de carga é menor e verifica-se maior excedente de geração no Nordeste.

Já a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) estimou, junto a seus associados, mais de 105 gigawatts-hora (GWh) de “energia perdida” por cortes entre janeiro e agosto. O volume é três vezes o verificado em todo o ano de 2019, e seria capaz de atender mais de 500 mil residências. “Acreditamos que isso tem correlação forte com a crise hídrica. Com o escoamento limitado, não estamos conseguindo aproveitar toda a sinergia e complementaridade das renováveis, que poderiam aliviar os reservatórios”, afirma Anderson Garofalo, vice-presidente de geração centralizada da Absolar.

O ONS reconhece o aumento dos cortes de produção, principalmente das eólicas, mas nega uma correlação com o cenário de escassez hídrica. Em nota, o operador afirmou que os gargalos de transmissão vêm sendo gradualmente superados e ressaltou a recém-inaugurada linha de Janaúba (MG), que ampliou o intercâmbio de energia entre Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste. “Somente em 2021, até agosto, foram inaugurados mais de 4500 km de linhas de transmissão”, destaca, em nota.

O ONS também disse que, para diminuir as ocorrências e aumentar a troca de energia entre submercados, vêm adotando flexibilizações operacionais. Um exemplo é a mudança dos critérios de confiabilidade das linhas, de “N-2” para “N-1”.

Tiago Figueiro, sócio do Veirano Advogados, lembra que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) recentemente definiu regras de compensação por “constrained-off” para eólicas, mas acabou deixando a solar de fora da regulamentação. “É algo bem relevante para os geradores. Dá muito mais segurança aos projetos, porque não é incomum que eventos na rede básica, alheios às instalações dos geradores, afetem a produção.

”As renováveis são hoje o “carro-chefe” da ampliação do parque gerador nacional. As eólicas já atingiram a marca de 19 GW de potência, representando 10,9% da matriz, vêm batendo recordes de geração. Em agosto, chegaram a gerar 11.680 MW médios de energia, o equivalente a 104,4% da demanda da região Nordeste naquele dia. A solar segue a mesma toada, com recordes sucessivos de produção, embora ainda tenha uma fatia menor na matriz, de 2,1%.

Entre os empreendedores, é comum a visão de que a expansão da transmissão não tem acompanhado a velocidade e dinamismo da geração renovável. “Existe uma falha estrutural. Precisamos da construção de um planejamento robusto”, avalia Garofalo.

Já Gannoum entende que não houve problema de planejamento. Para ela, foi a situação atípica da hidrologia que trouxe à tona novos paradigmas. “Com essa crise, aprendemos que não podemos mais contar com a geração hidrelétrica como no passado. Diante desse fato, precisamos sim fazer maior expansão da transmissão”.

Na Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o desafio do planejamento de novas linhas de transmissão é crescente. Enquanto usinas eólicas e solares conseguem sair do papel em um ano e meio a três anos, projetos de transmissão podem levar de cinco a sete anos, da concepção até a entrada em operação comercial.

“Há quase 100 GW de projetos eólicos e solares na rua, obviamente o país não tem mercado para tudo isso. Temos uma incerteza associada a onde e em que ritmo esses projetos vão acontecer, e lembrando que muito disso está no mercado livre, sobre o qual temos menos visibilidade em relação ao mercado regulado. Então, quando vamos planejar a transmissão, passamos a ter um espectro muito grande de possibilidades para tomar decisão”, diz Barral.

Num cenário de ampla incerteza, a EPE tem buscado mapear áreas de “menor arrependimento” para organizar e sequenciar a expansão da transmissão. Tornam-se mais importantes, por exemplo, investimentos no sul da Bahia e na zona litorânea entre Alagoas e Rio Grande do Norte, além do norte de Minas Gerais. Erik Rego, diretor de estudos de energia elétrica da EPE, afirma que até março de 2022 devem ser lançados novos diagnósticos regionais e de planejamento da transmissão, que vão basear uma nova sequência de investimentos de médio e longo prazo.

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