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Cinco fragilidades do sistema elétrico que voltam à tona com a nova crise hídrica

Autor:
Daniel Rittner, Valor

Hidrelétricas devem chegar ao fim de novembro com 7,9% de sua capacidade de
água nos reservatórios

O agravamento da crise hídrica, com temores sobre a possibilidade de racionamento de energia no segundo semestre, deixa em evidência uma série de contradições na operação do sistema elétrico brasileiro. O Ministério de Minas e Energia ressalta que o último período úmido — de novembro de 2020 a abril de 2021 — teve o pior índice de chuvas em 91 anos

A estimativa do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é que, mesmo flexibilizando as atuais regras de entrada e saída de água em grandes reservatórios, o volume das hidrelétricas na região Sudeste/Centro-Oeste chegaria ao fim de novembro deste ano com 7,9% de sua capacidade máxima.

Com a ajuda de especialistas, o Valor mapeou cinco aspectos do setor elétrico que ficam mais expostos em um momento de crise.

1) Reservatórios quase vazios, ironicamente, usam mais água para produzir a mesma quantidade de energia. É um paradoxo e, ao mesmo, um desafio para a operação do ONS. A geração de energia hidrelétrica é resultado da força com que a água gira as turbinas e aciona os geradores. A força depende de dois fatores: o tamanho da queda (o desnível do terreno) e a quantidade de água.

Quando os reservatórios chegam a um patamar de 5% ou 10%, isso significa que a cota dos lagos (altura do espelho d’água) fica mais baixa e diminui o tamanho da queda até as máquinas geradoras. Para produzir a mesma energia de antes, é preciso mexer no outro fator da equação: o volume de água. Com isso, para ter igual rendimento, queima-se mais rapidamente o estoque das represas.

“Suponha que sua casa tem uma caixa d’água de 3 mil litros. Com ela totalmente cheia, a água chega com mais força às torneiras. A partir do momento que fica com 400 litros ou menos, é perceptível a redução da força d’água. É que essa força é diretamente proporcional à altura da queda”, compara Edvaldo Santana, ex-diretor da Aneel.

No sistema brasileiro, esse problema é mais visível nas usinas hidrelétricas próximas às cabeceiras dos rios, que costumam ter quedas maiores. Nas usinas mais a jusante (rio abaixo), a dificuldade é outra: elas contam sobretudo com a grande força (vazão) da água. Se essa força diminui muito, para preservar o volume dos reservatórios de cima, o que finalmente chega nas hidrelétricas é uma água com mais sedimentos, aumentando o risco de danificar turbinas.

2) O Brasil tem condições de importar, por meio de três unidades conversoras de energia instaladas no Rio Grande do Sul, um total de 2.250 megawatts (MW) da vizinha Argentina. É uma contribuição valiosa para o sistema brasileiro, em plena situação de estresse hídrico, por isso o país vinha importando energia desde outubro de 2020.

Em abril, no entanto, a transferência para o Brasil foi interrompida. Mais de 60% da matriz elétrica argentina é composta por usinas térmicas, principalmente movidas a gás. Quando chega o frio, grande parte do insumo é deslocada para o aquecimento residencial e sobra menos — ou nada — para exportação, no momento em que o Brasil entra na estiagem e mais está precisando.

Em nota, o Ministério de Minas e Energia disse que “a continuidade da importação de energia elétrica da Argentina e do Uruguai faz parte do plano de ação para enfrentamento da atual situação de escassez hídrica, mas depende das disponibilidades energéticas dos países vizinhos e da competitividade dos preços da importação de energia” frente às outras alternativas disponíveis no sistema.

3) A usina binacional de Itaipu, com 14 mil MW de potência instalada, é o último aproveitamento hidrelétrico do rio Paraná. Para evitar um colapso nos reservatórios dessa bacia, o ONS está pedindo à Agência Nacional de Águas (ANA) uma série de mudanças nas vazões. Entre elas, redução da defluência das duas usinas imediatamente acima de Itaipu: Jupiá (dos atuais 3.300 para 2.300 metros cúbicos por segundo) e Porto Primavera (de 3.900 para 2.700 m3/s).

Ganha-se de um lado, perde-se de outro. O lago de Itaipu está 218 metros acima do mar. Há um desnível de até 550 metros em relação às primeiras hidrelétricas nos rios Grande e Paranaíba, que se juntam para formar o Paraná. Isso dá uma medida da força com que chega a água na usina binacional.

Alguns reservatórios situados a montante (rio acima) já estão com volume útil na faixa de 10% ou menos — casos de Itumbiara, Marimbondo, Água Vermelha. “São reservatórios de regularização. Com menos água chegando, Itaipu já está gerando quase o mínimo”, diz Edvaldo Santana. Na quinta-feira passada, ela gerou 4.408 MW médios, segundo o ONS. Exatamente um ano antes, foram 6,110 MWm.

4) Em 2007 e em 2008, diante do crescimento da economia e da escassez de projetos hidrelétricos, o governo organizou leilões de energia que atenderam boa parte da demanda com a construção de novas usinas térmicas movidas a óleo combustível. Essas usinas têm uma receita fixa e uma remuneração variável, que depende da energia gerada e do custo variável unitário ( CVU ).

Só o leilão A-3 de 2007, por exemplo, contratou 12 térmicas a óleo com potência instalada de 1.781 MW. O problema é que elas têm um CVU muito elevado por causa do alto custo do combustível. Em algumas, o valor chega a quase R$ 600 por megawatt-hora.

Qual é o resultado? “No nosso singular sistema, evita-se usá-las em nome da redução do custo de operação. Quando 10 mil MW compõem uma oferta de energia muito cara, o ONS usa água no seu lugar. Portanto, por incrível que pareça, no Brasil, térmicas caras esvaziam reservatórios”, nota Roberto D’Araújo, do Instituto Ilumina.

5) O PLD, preço de referência para as liquidações no mercado de curto prazo, é alvo frequente de críticas por estar supostamente descalibrado e não refletir a realidade. Nas últimas semanas, apesar do fantasma de um racionamento, tem ficado pouco acima de R$ 200 por megawatt-hora.

A economista Joísa Dutra, diretoria do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da FGV-RJ, avalia que os modelos matemáticos não estão captando adequadamente a crise no setor. Se estivessem, o PLD já estaria mais perto do valor-teto, fixado em R$ 583,88 por megawatt-hora. O problema da distorção é que o acionamento de térmicas pelo ONS obedece á “ordem de mérito”, ou seja, tudo que está abaixo do preço de referência em determinada semana.

Acima disso, as térmicas podem ser acionadas. No entanto, o custo vira encargo e é pago desproporcionalmente pela indústria. Sem um PLD que reflita melhor a realidade, grandes consumidores também perdem a possibilidade de optar por racionalizar sua produção e vender excedentes de energia no mercado de curto prazo. “Pode não haver racionamento, mas existe uma crise em andamento. A chave é como gerenciar essa crise, em vez de magnificá-la. O setor elétrico está transferindo responsabilidades, sem ter feito sua parte.”

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