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O setor elétrico: por que a crise anunciada não ocorreu e quanto custou evitá-la

No início deste ano, o setor elétrico brasileiro enfrentou um momento muito difícil. Durante o mês de Janeiro, muitos analistas consideravam que não seria possível o país escapar de um racionamento. No entanto, ao chegarmos ao final do ano é possível constatar que os elevados riscos de déficits não se tornaram realidade e o país encontra-se em uma situação de relativa tranqüilidade no front elétrico.

Afinal, o que aconteceu ao longo do ano para que o desastre anunciado em Janeiro não se consumasse? Como se comportaram as chuvas? Quais foram as estratégias empregadas pelas autoridades governamentais do setor? Quais foram os seus custos para a sociedade?

O gráfico abaixo apresenta a Energia Armazenada nos Reservatórios (EAR), em percentagem da capacidade máxima de armazenamento, nos reservatórios mais importantes do país, aqueles que estão localizados nas regiões Sudeste e Centro-oeste. Neste gráfico estão os dados verificados (REAL) e os dados estimados pela Curva de Aversão ao Risco (CAR) - que indicam os níveis abaixo dos quais os riscos de racionamento são muito elevados e, portanto, devem ser evitados a qualquer custo. Nesse sentido, quando esses níveis são alcançados todas as térmicas devem ser utilizadas para impedir que a água presente nos reservatórios seja utilizada e o nível continue caindo.


Essa situação aconteceu justamente no mês de Janeiro, quando o nível de armazenamento nos reservatórios da região SE/CO alcançou 50,8 %, enquanto o nível seguro, indicado pela CAR, apontava 53 %. Em Fevereiro a situação melhorou, e o nível de armazenamento desses reservatórios alcançou 65,7 %, ficando acima daquele previsto pela CAR, que era de 63 %. Nos meses seguintes, os níveis dos reservatórios permaneceram todo o tempo acima daqueles previstos pela CAR, chegando no mês de Novembro com 49,7 % da capacidade de armazenamento, portanto, 12,7 pontos percentuais acima do nível considerado seguro (37 %) pela Curva de Aversão ao Risco.

Essa situação segura de operação do nosso sistema elétrica resultou de dois fatores: as chuvas e o intenso uso das térmicas ao longo de todo o ano.

O gráfico a seguir apresenta a Energia Natural Afluente (ENA) na região Sudeste, que está diretamente relacionada às chuvas. Os dados são apresentados em termos de percentagem em relação à média histórica das chuvas, a chamada Média de Longo Termo (MLT).


Não é à toa que o bicho pegou em Janeiro deste ano. Nesse mês, a ENA ficou em 66,6 % da média histórica; enquanto no ano anterior ela havia ficado em 173,4 % da MLT. Desse modo, 2008 começou chovendo muito menos do que em 2007. E isso já vinha acontecendo desde o segundo semestre de 2007, com a ENA ficando bem abaixo da média histórica nos meses de Setembro (76,9 %), Outubro (63,2 %), Novembro (87,6 %) e Dezembro (72,5 %).

No entanto, a situação começou a mudar a partir de Fevereiro de 2008, de tal forma que até Agosto, as chuvas permaneceram acima da MLT em todos os meses; a exceção do mês de Julho no qual elas foram iguais a essa média. Já em Setembro, Outubro e Novembro, as chuvas voltaram a vir abaixo da média, porém, não tão abaixo como no ano anterior.

Assim, o ano de 2008, que começou anunciando um desastre, se recuperou e, a partir de Março, choveu mais do que no ano anterior. Entretanto, embora o regime pluviométrico não tenha sido uma catástrofe como se anunciou no início, também não foi nenhuma Brastemp. Logo, não foi somente a recuperação das chuvas que garantiu a segurança do sistema.

Mas, se não foram apenas as chuvas, quem mais entrou no jogo?

O gráfico seguinte apresenta a geração das térmicas no Sistema Integrado Nacional (SIN), em Gw médios nos anos de 2007 e 2008.


Vê-se de imediato que as térmicas em 2008 geraram muito mais do que em 2007. Em média, até Novembro, a geração térmica foi 77,4 % maior do que no ano anterior. Sendo que em Fevereiro esse valor atingiu 200 %. Entre as térmicas, destacam-se as centrais a gás natural.

No gráfico abaixo é apresentado o consumo de gás natural, em Milhões de metros cúbicos por dia (Mm3dia), de 2007 e 2008. Os dados disponíveis vão até Outubro.


Nesse caso específico, o consumo de gás natural para geração térmica em 2008, em média, até Outubro, foi 191,3 % maior do que o observado em 2007. Sendo que esse valor atingiu 271,46 % no mês de Fevereiro.

Trocando em miúdos, as térmicas bombaram em 2008, sendo que no mês de fevereiro estouraram a boca do balão, gerando 7,2 GW médios, com as centrais a gás, em particular, consumindo 15,2 Milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Desse modo, meus amigos, é correto afirmar que as térmicas foram decisivas para se manter o nível de segurança do sistema elétrico nacional e evitar o racionamento em 2008 e 2009.

No gráfico abaixo é apresentado a Energia Armazenada nos Reservatórios (ENA), em percentagem da capacidade máxima de armazenamento, para as regiões Sudeste e Centro-Oeste nos anos de 2007 e 2008.


Notem, meus caros, que apesar de todo o esforço desprendido, os níveis de armazenamento em 2008 permaneceram abaixo daqueles observados em 2007. De tal maneira que, somente em Novembro, conseguiu-se ficar 1,5 ponto percentual acima do nível do mesmo mês do ano anterior. Nível esse que gerou um monte de aborrecimentos para o setor elétrico no início deste ano de 2008. Porém, cabe ressaltar que, no caso das regiões Nordeste e Sul, os resultados foram melhores. Na região Nordeste os reservatórios estão chegando em Novembro com 7,0 pontos percentuais acima daquele observado em 2007 (36,3 % em 2008 e 29,3 em 2007) e na região Sul esse valor atinge 18,0 pontos percentuais (93,5 % em 2008 e 75,5 % em 2007). Em contrapartida, na região Norte, os reservatórios em Novembro chegaram com um nível de armazenamento 5,6 pontos percentuais abaixo do de 2007 (24,9 % em 2008 e 30,5 % em 2007). No total, isto significa que o conjunto dos nossos reservatórios apresenta um nível de armazenamento cerca de 3,0 pontos percentuais acima daquele observado no ano passado. Parece pouco, mas não é. Esses três pontos percentuais correspondem, grosso modo, a 9 GW mês, a mais, disponíveis nos nossos reservatórios em 2008, em relação ao que estava disponível em 2007.

Quais foram os custos para os agentes econômicos presentes no setor elétrico brasileiro dessa situação.

O gráfico abaixo mostra o comportamento do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), em R$/MWh, nos anos de 2007 e 2008. Este preço é importante na medida em que ele serve de referência para os contratos realizados no mercado livre de energia elétrica. Nesse mercado participam geradores, comercializadores e os chamados consumidores livres (consumidores que consomem mais do que 3.000 kW).


Observem, caros leitores, que os preços explodiram no mês de Janeiro, alcançando 502,45 R$/MWh, valor muito mais elevado do que os modestos 22,62 R$/MWh alcançados no ano anterior, e mantiveram-se elevados nos meses de Fevereiro (200,42 R$/MWh) e Março (124,70 R$/MWh). Contudo, houve uma mudança na tendência a partir de Maio, com os preços de 2008 ficando abaixo dos de 2007. Dessa maneira, a explosão de preços que alguns analistas previram que se manteria ao longo de todo o ano não aconteceu, ficando restrita aos três primeiros meses. O resultado dessa abrupta elevação dos preços nesses meses foi o surgimento de inadimplência nos contratos do mercado livre que, no entanto, ficou abaixo das expectativas. Porém, sem dúvida, os eventos do início deste ano causaram certo abalo nesse mercado, restando até hoje algumas pendengas jurídicas em curso no judiciário, no entanto, geraram uma série de medidas para dar maior segurança aos contratos, com maior exigência de garantias àqueles que comercializam no mercado livre.

Outro custo importante está associado ao pagamento do Encargo de Serviços do Sistema (ESS).

No início do ano a ANEEL aprovou as regras para o repasse do custo adicional pela geração fora da ordem de mérito, que acontece em duas situações:

1) Quando o nível dos reservatórios atinge a Curva de Aversão ao Risco (CAR)

2) Por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE.

Em ambos os casos prevê-se o despacho fora da ordem de mérito - despacho que segue a norma operativa de despachar em primeiro lugar as centrais que têm o mérito de terem os custos de geração mais baixos, de acordo com os modelos computacionais utilizados pelo Operador Nacional do Sistema - para atender requisitos de segurança do sistema.

Assim, quando se atinge um nível de reservatórios abaixo daquele considerado seguro pela Curva de Averssão ao Risco, todas as térmicas têm de ser despachadas, e não apenas aquelas que o modelo operativo indica.

O mesmo acontece quando o CMSE decide que um conjunto de térmicas tem de ser despachado, mesmo com os níveis dos reservatórios acima da CAR, porque ele considera que existe algum fato que coloca em risco o suprimento. Ou seja, qundo o Comitê identifica uma situação de crise que não está contemplada na CAR ou nos modelos operativos correntes.

A primeira situação ocorreu durante o mês de Janeiro e parte do mês de Fevereiro. A segunda situação permaneceu ao longo de todo o ano. Inicialmente, até Maio, quando as térmicas a óleo, as mais caras, ficaram ligadas direto, em função da incerteza acerca do comportamento das chuvas, e, e em um segundo momento, em função da introdução dos níveis-meta; que é um procedimento operativo de segurança, introduzido este ano, que define níveis de armazenamento que devem ser alcançados em Novembro, no início do chamado período úmido, para garantir a segurança do suprimento no ano seguinte: 53 % para a região SE/CO e 35 % para a região NE.

No caso do despacho das térmicas em função da CAR, o custo adicional de geração é dividido, proporcionalmente, entre todos os agentes do mercado livre – agentes que realizam as suas transações através da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) -, com base na energia comercializada nos últimos doze meses.

No caso do despacho por decisão do CMSE, o custo adicional de geração é rateado proporcionalmente ao consumo médio de energia nos últimos doze meses por todos os agentes de consumo - agentes com medição de consumo do Sistema Interligado Nacional (SIN) - e é cobrado mediante o Encargo de Serviços do Sistema por razão de segurança energética.

As duas situações previstas pela ANEEL, como vimos, ocorreram este ano, e, no caso particular do despacho fora do mérito por decisão do CMSE para aumentar a segurança do sistema, os valores do Encargo de Serviços do Sistema atingiram, até Agosto, cifras significativas.

O gráfico abaixo mostra esses valores, em milhões de Reais, nos último seis anos.


Assim, meus amigos, este foi o custo do despacho das térmicas que garantiram a segurança do sistema: 1,7 Bilhão de Reais, até Agosto, rateados pelos consumidores de energia elétrica, aí incluídos eu e você que está me lendo.

Afinal, foi caro? Era melhor deixar ocorrer o racionamento?

Meus amigos, essa resposta envolve uma série de questões que não são simples. O que eu sei é que se olharmos para o volume de chuvas que ocorreu em 2008, o despacho das térmicas fora do mérito permitiram que chegássemos a uma situação relativamente confortável em Novembro. Sem esse despacho é possível que a situação, neste momento, estivesse bastante delicada. Provavelmente, mais delicada do que no ano passado. Nesse sentido, a decisão de empregar fortemente as térmicas foi correta e o preço, por maior que tenha sido, valeu a pena pagar.

No entanto, há analistas que consideram o despacho fora do mérito, decidido pelo CMSE, uma medida que rompe com o planejamento operativo do operador do sistema (ONS). Caso esse planejamento fosse seguido, essas térmicas não seriam despachadas e os custos, por conseguinte, seriam mais baixos. O problema é que se isso tivesse sido feito, provavelmente, estaríamos em uma situação mais vulnerável do que a do ano passado.

Diante dessa argumentação, a conclusão que eu chego é que esses analistas consideram que o melhor teria sido aplicar um racionamento no início do ano. O custo desse racionamento teria sido menor do que o 1,7 Bilhão.

O problema é que calcular custo de racionamento não é uma tarefa simples e ultrapassa a simples consideração do custo do déficit presente nos nossos modelos.

Um racionamento desorganiza a economia, afeta dramaticamente o dia-a-dia da população, desqualifica as instituições do setor elétrico e geralmente implica, por tudo isso, em um enorme ônus político.

Nesse sentido, reduzir a discussão do custo do racionamento a uma questão de planejamento operativo do operador do sistema, de obediência, ou não, a modelos matemáticos complexos, que procuram descrever realidades complexas e incertas, não gera resultados práticos e, acima de tudo, politicamente aplicáveis.

Olhar o que ocorreu este ano e afirmar que em Fevereiro o regime de chuva já tinha se estabilizado é fácil agora, em Dezembro. Contudo, o difícil era afirmar isso em Março. Mais do que difícil, isso era simplesmente impossível.

Em função disso, o que se pode dizer é que o setor elétrico brasileiro, face a uma situação extremamente delicada no início deste ano, foi capaz de mobilizar os recursos necessários para evitar um racionamento no biênio 2008/2009. Isso não é pouca coisa. Principalmente, para um setor que padeceu nas décadas anteriores de uma incapacidade crônica de coordenação, que chegou ao auge no racionamento de 2001.

No entanto, uma questão cabe ser levantada sobre a capacidade de coordenação das instituições do setor elétrico brasileiro.

Os níveis-meta determinados para o armazenamento dos reservatórios da região SE/CO (53 %) e NE (35 %) para o mês de Novembro foram alcançados apenas em parte; ou seja, somente para a região NE, na qual o armazenamento chegou a 36,3 %. Na região SE/CO esse valor chegou a 49,7 %; portanto, 3,3 pontos percentuais abaixo do nível-meta estipulado.

Esses 3,3 pontos percentuais se devem, segundo o ONS, a indisponibilidade de um transformador na subestação de Tijuco Preto que limitou em cerca de 2.000 MW médios a transferência de energia da região Sul (onde estava sobrando energia) para a região SE/CO. O que reduziu a água nos reservatórios dessa última região mais do que o previsto.

Além disso, houve atraso na implantação da planta de regaseificação de GNL de Pecém, no Ceará. Esse atraso fez com que a disponibilidade de geração térmica a gás natural durante o segundo semestre de 2008 ficasse limitada a 180 MW médios, ao invés dos 814 MWmédios previstos anteriormente. O resultado foi a redução do armazenamento dos reservatórios da região Nordeste em cerca de 6 pontos percentuais.

Logo, se alguns analistas perguntam por que as térmicas a óleo permaneceram sendo despachadas até Maio desse ano, eu perguntaria por que elas não foram despachadas mais tempo para que fosse alcançado o nível-meta na região SE/CO?

Assim, a pergunta que fica é qual é a real função dos níveis-meta? Quando eles não são alcançados, o que isso significa? As térmicas deveriam ter sido despachadas para atendê-los, ou não? Por quê?

Portanto, meus amigos, ainda falta muito para ser feito na implantação do chamado novo paradigma de segurança operacional do setor elétrico. Penso que nós ainda estamos no início dessa caminhada e que muita água ainda vai passar embaixo dessa ponte. Principalmente, quando a gente pensa que a capacidade dos novos reservatórios, por razões ambientais, será cada vez menor, fazendo com que o papel das térmicas para fazer face ao risco hidrológico seja cada vez mais decisivo.

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Comentário de Luiz Filipe Veiga em 14 dezembro 2008 às 17:29
Excelente e esclarecedora análise! Pelo que eu entendi, a questão ambiental, traduzida em reservatórios menores na região amazônica, reduz nossa capacidade de estocagem de energia hídrica. Mais térmicas são a única solução? Como as novas térmicas a bagaço de cana entram nesta equação? Grande abraço.
Comentário de Ademário Iris da Silva Junior em 14 dezembro 2008 às 18:40
Ronaldo,
Repito a pergunta do Luiz Filipe, como as novas térmicas a bagaço de cana entram nesta equação? E, se você tiver a informação, qual é a capacidade prevista para essas novas térmicas? Qual é o percentual do mercado que elas podem atender? Elas permitiriam um uso menor ou o congelamento de novas térmicas a gás e a óleo? Elas poderiam suprir a carência do Nordeste, que tem menos recursos hidroelétricos que as demais regiões?
Comentário de Ronaldo Bicalho em 14 dezembro 2008 às 22:09
Caros Luiz e Ademário,

Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – 2006-2015 (PDE), publicado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), órgão federal encarregado do planejamento energético do país, a exploração da bioeletricidade traz benefícios para o meio ambiente, por se tratar de uma fonte de energia renovável (bagaço e palhas da cana-de-açúcar), além de contribuir para a modicidade tarifária, por se tratar de uma geração termelétrica de baixo custo, com tecnologia dominada, e que pode ser disponibilizada em prazos relativamente curtos, com equipamentos fabricados no país.

Embora a oferta desta biomassa seja sazonal, como o período natural de safra da cana-de-açúcar (maio – novembro no Sudeste) coincide com o período de estiagem na região Centro-Sul, esta geração termelétrica pode complementar adequadamente a geração do parque hidrelétrico existente no país. Outra vantagem é que grande parte deste potencial localiza-se próximo aos grandes centros de consumo, acarretando baixos custos de transmissão e/ou conexão às redes de distribuição em baixa tensão (BT).

De acordo com o PDE, existe disponível no país um potencial de oferta superior a 500 MW por ano, de capacidade instalada em novos projetos de cogeração a biomassa, perfazendo um total de mais de 6.000 MW até o fim do período decenal, capazes de contribuir com cerca de 3.300 MW médios para o suprimento de energia ao Sistema Integrado Nacional (SIN).

No caso específico do Nordeste, o PDE contempla dois estados, Alagoas e Pernambuco, como aqueles que apresentam potenciais de geração de bioeletricidade. Porém, cabe ressaltar que o grosso da geração térmica virá do gás natural, óleo e carvão. Cabendo lembrar que a próxima usina nuclear a ser construída, depois de Angra III, vai ser no Nordeste.
Comentário de Fabiano Duarte em 15 dezembro 2008 às 18:36
fabianojoel@hotmail.com
Ronaldo: gostaria que comentasse o uso de aquecedores solares e de como o governo poderia retirar todos os impostos dos materiais neles utilizados e assim os brasileiros utilizariam os aquecedores em suas casas
Comentário de Ronaldo Bicalho em 15 dezembro 2008 às 20:12
Prezado Fabiano,

Energia é um tema amplo, do qual eu domino uma parte. Acredito que aqui na comunidade existem pessoas que dominam muito melhor do que eu várias partes importantes desse tema tão vasto. O objetivo aqui é ir abordando os vários temas, de tal forma que as pessoas vão agregando as suas contribuições individuais e nós todos vamos aprendendo mais sobre esse assunto tão importante que é a energia.

Fabiano, eu acho que não há controvérsia sobre a necessidade de políticas públicas para incentivar a maior utilização de fontes renováveis. Sem esse incentivo é muito difícil essas fontes vencerem as significativas barreiras à sua difusão.

No caso brasileiro, a energia eólica é contemplada no Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), do Governo Federal. Para a energia solar, que eu saiba, não há um programa específico de incentivo.

Existem experiências de utilização dessa fonte em programas de atendimento de comunidades isoladas; ou seja, aquelas que não têm acesso à rede de distribuição de energia elétrica.

Existem expectativas que haja uma queda significativa nos custos dos painéis solares. O que, sem dúvida, contribuirá para a sua difusão.

É possível imaginar alguma postura municipal que obrigue os novos prédios a terem uma determinada cobertura de painéis solares, no sentido de aumentar o seu uso e aumentar a sua escala de produção e, portanto, reduzir os seus custos.

As expectativas existentes hoje no mundo é que há uma tendência de se aumentar a participação das fontes de energia renováveis. Porém, isto irá significar uma mudança de padrão radical na forma como produzimos e consumimos energia. Penso que isto é uma questão em aberto, porém, cabe salientar, que ela está na agenda das grandes questões que envolvem hoje a relação entre energia e mudança climática.
Comentário de Ronaldo Bicalho em 15 dezembro 2008 às 20:18
Fabiano,

A propósito, a sua proposta se constitui no uso de um mecanismo fiscal clássico na política energética, usado tanto para incentivar (reduzindo impostos) o uso de algumas fontes quanto penalizar (taxando) o emprego de outras.
Comentário de Ronaldo Bicalho em 15 dezembro 2008 às 21:13
Meus caros amigos,

Eu gostaria de fazer um pequeno comentário sobre as chuvas deste mês de Dezembro. Tenho lido nos comentários lá no blog do Nassif que este mês está chovendo muito e, portanto, nós não teremos problemas. Lamento dizer que o que está acontecendo é justamente o contrário: está chovendo menos.

A Energia Natural Afluente (ENA), até o dia 14 de dezembro, nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, correspondeu a 57 % da média histórica (Média de Longo Termo – MLT). O mesmo está acontecendo nas outras regiões: Sul (79 %); NE (62 %) e N (73 %). Sendo que na região SE/CO está chovendo menos do que no ano passado (72 % MLT).

Neste sentido, a única vantagem do clima ameno neste Dezembro é reduzir o consumo de energia gasta nos aparelhos de ar condicionado. Esta é a água que nós estamos poupando nos reservatórios. Em termos de chuva, Dezembro não está legal. Até agora.

Qual o significado disso? Simplesmente que até agora não choveu o esperado. Nada mais do que isso. Já que a estação úmida se caracteriza pela alta volatilidade do regime de chuvas. Portanto, pode acontecer, como aconteceu em Fevereiro deste ano, uma mudança drástica deste regime. E passar a chover com o pau. E isto não tem nada demais.

Enfim, é a velha história, não basta chover, tem que chover no lugar certo. E se não chover? Usam-se as térmicas. Fica mais caro? Fica, porém faz parte do jogo.
Comentário de RatusNatus em 15 dezembro 2008 às 21:15
Ronaldo, antes de mais nada, pesso desculpa pelo meu tom(antes mesmo de escrever) neste texto. Saliento que tenho muita dificuldade em me expressar na linguagem escrita e em muitas vezes exacerbo minhas críticas.

Eu gostaria de estar aqui criticando o fato, como você em seu artigo, de que o que foi planejado para ser temporário e emergencial tornou-se parte da matriz energética nacional sem qualquer planejamento. Como foi muito bem dito por voce, a conta esta chegando agora e em 2009 tem mais desta conta.
Mas o que me saltou os olhos foi sua visão, que parece ser a de todos os engenheiros do setor, sobre o verdadeiro papel da biomassa nesta matriz.
Biomassa, a limpa, seria aquela gerada pelo metano dos aterros sanitários. O bagaço-de-cana é uma maravilha da economia de escala mas não da geração energética. A grosso modo isso sempre será queima de combustível fóssil e pouco interessa se é renovável ou não pois temos melhores opções tecnológicas.

Voltemos às térmicas. Hoje elas são cerca de 10%(incrível não?) da matriz com preços que variam de menos de 100 a até 600Mw/h.
O custo da energia eólica é de cerca de 200Mw/h. Então eu te pergunto: porque cargas d'água você(e o ministério) esta falando em carvão e biomassa se a própria energia eólica compete com boa parte das térmicas?
Os EUA construiram 6GW em eólicas nos últimos 5 anos para justamente substituir o carvão e pra onde estão indo estas usinas substituídas? Justamente pro Brasil pro Eike montar.
Eu não tenho nada contra o Eike. Certamente a energia dele é barata, pois ele tem ganho de escala em suas operações de mineração, mas o que me incomoda é que o próprio país parece interessado em carvão porque é barato e ninguém fala nada a respeito.
Talvez a cana possa ser uma solução regional, como você salientou mas o fato é que a eólica é ainda melhor e no âmbito nacional.
Como você mesmo disse em seu artigo, o tempo da oupança acabou. Agora é a hora das PCHs e...ninguém sabe. Por que não PCHs e eólicas?
Nosso calcanhar-de-aquiles é o inverno, onde as chuvas escasseiam. Justamente é neste período onde a geração eólica se fortalece neste hemisfério, ou estou errado?
A energia eólica tem tudo para ser o complemento perfeito para nossa matriz hidráulica. Elas se completam.
Se aqueles 100Gw em potencial inicial são uma fantasia, na pior das hipóteses teríamos umas 3 Itaipus a serem construídas em eólicas.
Hoje, temos empresários interessados em contruir eólicas. Temos fabricantes interessados em vir para o país contruir seus equipamentos(de acordo com o que escutei, com contratos de 300MW eles montam aqui mesmo). Então o que falta? Falta o Brasil querer.Falta licitar e pronto.

Eu gostaria de estar aqui discutinho o novo paradigma para o setor elétrico nacional mas parece que não concordamos nem em qual é este paradigma.
Sua visão, parece ser a mesma do meu Pai que é profissional do setor, ou seja, há de ter energia barata e renovável para suprir a demanda. PONTO!

Eu vejo este paradigma sob outra ótica. Há de se gerar energia limpa e barata para suprir a demanda.
Este é o verdadeiro paradigma do setor para o século 21 e enquanto os engenheiros do setor não se tocarem que o século já mudou, o Ibama vai continuar embargando(com razão depois de Balbina e outras) tudo, e nós continuaremos com soluções de curto prazo que se tornam definitivas.

Enfim, a energia eólica me parece o caminho natural para a nação. Não tem pra onde correr.
Porque ninguém fala disto? Será que estou tão errado assim?

Como disse enteriormente, minha escrita é horrível. Eu te avisei.


Abraço
Athos Rache

PS. Fabiano, se você gerar sua própria energia, pra quem as empresas venderão e energia delas? Bingo! Espere sentado por este incentivo!!!
Comentário de Ronaldo Bicalho em 15 dezembro 2008 às 22:47
Prezado Athos,

Acho que eu, e o seu pai, não discordamos tanto assim de você. O Brasil tem uma base de recursos naturais bastante generosa. Tanto em quantidade quanto em diversidade.

Nesse sentido, o nosso desafio é explorá-la nas suas duas dimensões: quantidade e diversidade.

Eu penso que o aumento da geração térmica se constitui em uma oportunidade para a diversificação da matriz. Aqui entram as térmicas mais pesadas: nuclear, carvão e gás natural. Que seriam térmicas que, pela sua natureza, tenderiam a gerar na base. E aqui eu estou pensando em térmicas a gás natural na configuração de ciclo combinado. De tal forma que os três tipos apresentariam maior intensidade de capital e, por conseguinte, se candidatariam à base; e não para fazer hedge para as hidráulicas. Enfim, essas têm que rodar mais tempo. Caso contrário, a conta não fecha. Nem que a vaca tussa.

Pro hedge entrariam as a óleo e as a que usam biomassa. Fazer o hedge com as de gás, na minha modesta visão, empena a indústria de gás. Então, não é por aí.

No caso das eólicas, apesar do seu pessimismo, eu acho que nós vamos caminhar para elas. Ou seja, elas terão uma participação. Contudo, Athos, você tem que dar um desconto, porque a nossa base de recursos não é a mesma de outros países. Nesses países, ela é muito menos diversificada.

Então, o desenvolvimento dessa fonte no Brasil vai ser naturalmente diferente. E é bom que seja assim, pois estamos respeitando as características dos nossos recursos. Isto é uma vantagem, Athos, e não uma desvantagem.

Porém, tem uma outra coisa que você não está levando em conta. Incorporar de forma significativa a energia eólica exige uma baita capacidade de coordenação. Na verdade, incorporar as chamadas novas fontes renováveis exige um sistema de transmissão muito mais robusto do que aquele que nós temos hoje.

Esse é um dos grandes desafios que nós temos. O sistema vai ficar maior, com a integração da região norte, e mais complexo, com a incorporação de novas fontes e com a redução dos reservatórios.

A gente se preocupa muito com a geração, se esquecendo da transmissão, e mais do que isso da gestão do sistema, que vai ter que dar um baita salto. Isto implica em uma intensa digitalização da rede, modernização de procedimentos e etc. O que significa investimento pesado.

Não é aceitável que a gente não tenha alcançado o nível-meta porque teve um problema, cantado em prosa e verso, em uma subestação de FURNAS.

O que eu gostaria de chamar a sua atenção e de que o problema da incorporação das novas fontes de energia no setor elétrico não se resume à criação de incentivos a construção de novas plantas, mas a criação de um ambiente técnico, econômico, organizacional e institucional que permita essa incorporação no âmbito global do sistema. Ou seja, da gestão de um conjunto extremamente complexo.

Isso vale para os novos reservatórios a fio de água, para as usinas de biomassa, para a coogeração, para sua eólica, pro sujeito que gera a sua própria energia, mas que em alguns momentos vai demandar energia da rede, e por aí vai.

Não adianta olhar só uma parte. Tem que olhar o todo. Se não der liga, dá um rolo sistêmico, meu amigo.

Enfim, Athos, não tem uma solução única. Tem um conjunto. Montar esse conjunto é que é difícil.
Comentário de André Christóvão Pio Martins em 16 dezembro 2008 às 10:00
O sistema elétrico brasileiro tem capacidade de regulação plurianual. Isso quer dizer que, por enquanto e dentro de certos limites, podemos armazenar a água dos anos chuvosos para compensar os anos de pouca chuva. Os parâmetros que deveriam ser acompanhados são as médias históricas. Claro que sem descuidar do curto prazo, já que uma mesma quantidade de água gera menos energia quando o nível do reservatório está baixo. O início do ano de 2008 foi pouco chuvoso, ficou abaixo da média. Isso é normal, se não ocorressem precipitações abaixo da média, a média não seria a média. Se olharmos os números dos anos anteriores, a chuva nos foi favorável. Tanto que até se chegou a questionar a utilidade das térmicas emergenciais. A diversificação da matriz energética e a compensação do risco hidrológico com térmicas foi vendida por anos como a panacéia para o sistemas elétrico brasileiro. Agora que essa retaguarda precisou ser acionada vamos ficar histéricos? O custo adicional das térmicas foi baixo. Quem pregava o racionamento como forma de contornar as dificuldades do início do ano, provavelmente também achava que todo brasileiro deveria se vacinar contra a febre amarela. Duas vezes.

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