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Economia & Energia
No 32: Maio - Junho 2002   ISSN 1518-2932

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Balanço Energético 1970/2000

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Relatório Fina

Resumo Executivo


O Sistema Elétrico Brasileiro.

Omar Campos FerreiraSECT

Esta Nota Técnica tem o propósito de dar início aos estudos do Programa Mineiro de Melhoria da Eficiência Energética de Sistemas e de Equipamentos, sendo proposta para discussão nos Comitês do Programa. O objetivo do estudo é a apresentação do estado atual do Setor Elétrico para a identificação de possíveis melhorias na eficiência global, subsidiando a implementação  de políticas públicas pertinentes. Este Setor foi objeto de uma reformulação estrutural visando a remoção de obstáculos ao seu desenvolvimento, decorrentes, na interpretação oficial, ao seu caráter de monopólio estatal. Discute-se, neste trabalho, o efeito da reestruturação sobre o custo de geração de eletricidade. Os custos de transmissão e de distribuição serão abordados em outros trabalhos desta série.  

Entre os grandes sistemas energéticos em operação no Estado de Minas Gerais o Elétrico ocupa lugar de destaque, sendo o Estado exportador líquido de eletricidade. Como parte do Sistema Interligado Nacional, o Sistema Mineiro evolui de forma semelhante àquele, de forma que estudo do sistema nacional, sobre o qual têm-se informações mais detalhadas e atualizadas, aplica-se ao sistema estadual sem grandes desvios.

A eletricidade entrou no Brasil no final do século 19, através da concessão de privilégio para a exploração da iluminação pública, dada pelo Imperador D. Pedro II a Thomas Edison. Em 1930, a potência instalada no Brasil atingia a cerca de 350 MW, em usinas hoje consideradas como de pequena potência, pertencentes a indústrias e a Prefeituras Municipais, na maioria hidroelétricas operando a “fio d´água” ou com pequenos reservatórios de regularização diária. Em 1939, no Governo Vargas, foi criado o Conselho Nacional de Águas e Energia, órgão de regulamentação  e fiscalização, mais tarde substituído pelo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE- subordinado ao Ministério de Minas e Energia. A primeira metade do século 20 representa a fase de afirmação da geração de eletricidade como atividade de importância econômica e estratégica para o País.

A partir do fim da Segunda Guerra Mundial, o Sistema Elétrico ganhou impulso com a construção da primeira grande usina, a de Paulo Afonso I, com a potência de 180 MW, seguida pelas usinas de Furnas, Três Marias e outras, com grandes reservatórios de regularização plurianual. No final da década de 60, foi criado o Grupo de Coordenação de Operação Interligada, tomando corpo o sistema nacional interligado.

Nos seus 100 anos de existência, o Sistema Elétrico Brasileiro, predominantemente hídrico (88% da potência e 94% da energia gerada em 1999),  gerou cerca de  5.000 TWh, quantidade de energia que, na geração exclusivamente térmica, corresponde a mais da metade da reserva brasileira de petróleo, avaliada em 20 bilhões de barrís. Nesse século, o Sistema passou por períodos com diferentes taxas de crescimento, decorrentes ora do regime hidrológico, ora de dificuldades econômicas. A interpretação da trajetória histórica do Sistema permitiria discriminar os efeitos atribuíveis à sua interação com outros setores (o econômico, o petrolífero, o ambiental, etc...) e os problemas inerentes a ele, de forma a se projetar com maior segurança a evolução futura, em especial sua participação no parque gerador após a instalação das termoelétricas a gás natural. Na descrição que se segue, usamos dados do Balanço Energético Nacional, elaborado desde 1974 e contendo séries históricas iniciadas no ano de 1970, complementados por dados de outras fontes quando necessário.

A projeção focaliza principalmente a potência instalada que, por sua inércia, determinada pelo tempo relativamente longo de maturação e implementação dos aproveitamentos, é uma função relativamente “lisa” do tempo, e a geração efetiva (energia firme) ou fator de capacidade para examinar os transientes.

Potência instalada.        

Os dados anteriores a 1970 constam nos registros do DNAEE e em trabalhos de consultores e de pesquisadores[1]; o gráfico 1 abaixo resume os dados utilizados.

                    Gráfico 1 – Evolução da potência hidroelétrica instalada.

A curva de taxa de crescimento, com a forma clássica de sino, sugere que a potência instalada tende a alcançar um valor máximo inferior ao potencial hídrico inventariado e estimado, de 260 GW, denotando a existência de um fator de resistência ao crescimento do sistema. O estudo detalhado, segundo a metodologia descrita na Nota Técnica “Prospecção Tecnológica” - SECT[2] mostrou o limite de cerca de 66 GW (gráfico 2). Outros exercícios da mesma natureza, usando dados de outros intervalos de tempo e outras técnicas de agrupamento, deram resultados variando entre 70 e 120 GW, o que mostra a dependência do resultado ao método específico de tratamento. Porém, todos eles indicam a existência de um limite entre ¼ e ½ do potencial registrado. É interessante observar que em outros países e regiões de extensão territorial comparável à do Brasil o potencial hídrico também não foi completamente aproveitado[3]. Na Região Sudeste, já existem poucos locais propícios ao aproveitamento para a geração de eletricidade.                    

                    Gráfico 2  - Potência hidroelétrica instalada.
Ajuste y=65,5/(1+105 e-0,139 t). A escala de tempo tem o zero em 1900.

A metodologia de projeção, baseada na Teoria de Sistemas, é fenomenológica e, portanto, não identifica a natureza dos fenômenos que condicionam a evolução do sistema, que teriam que ser investigados por outros métodos. No caso presente, esses fatores  podem ser de natureza econômica (custo de geração, p. ex.), social (preferência por outros modos de uso da terra e da água, reserva de território para populações indígenas) ou ambiental (prevenção da propagação de endemias).

De qualquer forma, a importância da geração hidroelétrica para o Brasil justifica os esforços para esclarecer a questão. Nesta primeira abordagem, o tema estudado é o custo de geração que poderia estar propiciando a substituição gradual da geração hídrica pela térmica, como aconteceu nos outros países citados. Entretanto, as características do território brasileiro, de grande área e cortado por uma verdadeira nervura de rios de grande vazão, induzem a consideração de outros fatores a serem considerados em outros trabalhos.  

Geração pelo Sistema Hidroelétrico.

Os dados sobre a geração de eletricidade estão relacionados com os de  potência instalada através do fator de capacidade, definido como a razão da quantidade gerada para a quantidade máxima possível, suposto que as usinas funcionassem durante todo o tempo à potência máxima.

Episódios de queda expressiva da geração são relativamente raros, tendo-se conhecimento da queda da década de 50, causada por regime hidrológico severamente desfavorável, e a recente crise de 2001, causada pela conjunção de regime hidrológico moderadamente desfavorável com o aumento da demanda devido ao crescimento da atividade econômica, com a restrição ao investimento em novos empreendimentos e também com o transiente de implantação do novo modelo de gestão do Setor.[4] 

Desde a crise de geração da década de 50, o sistema foi concebido para operar com fator de capacidade adequado à garantia do fornecimento de energia elétrica, existindo, pois, certa latitude para a exploração da potência instalada que tem sido usada para acomodar transientes de oferta e de demanda. O gráfico 3, a seguir ilustra o uso dessa folga.

                 Gráfico 3 – Fator de capacidade do Sistema Hidroelétrico.

Observa-se que, até o início do Plano Real, o fator de capacidade manteve-se abaixo de 0,56, o que induz a atribuir-se ao abuso desse mecanismo de ajuste o recente racionamento de eletricidade.

Custo de geração.

O custo de geração de eletricidade compõe-se de encargos financeiros (investimento e juros) e do custo de operação e manutenção das usinas[5]. O sistema hidroelétrico destaca-se dos outros sistemas de geração pela elevada incidência dos encargos financeiros ditada pelo vultoso investimento na construção da usina e pelas elevadas taxas de juros praticadas no Brasil. O custo de operação e manutenção compreende, além do custo de pessoal, do custo de complementação da demanda de ponta.

Com base nos investimentos previstos na última licitação de usinas (julho/2001), calculou-se o investimento unitário médio em US$ 663/kW, com a dispersão de US$ 177/kW, sendo, pois, de 27% a incerteza no cálculo do custo médio de geração hidroelétrica em 2001. O método de cálculo é o usualmente empregado no Setor Elétrico. Supondo o fator de capacidade de 0,55, taxa de juros de 12% ao ano, vida útil de 30 anos, tempo de construção de 5 anos e complementação da demanda de ponta  por gás natural em ciclo simples, calcula-se em cerca de  (quadro abaixo)[6].

Custo médio

UHE

Investimento

 25

O&M

   2

Combustível

   2

Total

 29

Custo marginal de expansão da geração.

O custo marginal é definido, para um dado estado da geração, como o custo de geração de uma unidade (MWh) adicional de energia elétrica. Neste estudo introdutório, o custo marginal foi calculado com base nos dados da Informação Técnica nº 065/85-DEGE/DPVG da ELETROBRÁS, um estudo prospectivo da competitividade de usinas a carvão vapor com as hidroelétricas. A Informação Técnica mostra a evolução do custo de geração com o avanço da ocupação do potencial hídrico (inventariado + estimado), usando os parâmetros e a composição de custos adotados na época. A informação relevante implícita nesse documento é a lei de evolução do custo, função de variáveis ainda não quantificadas financeiramente, como a distância do aproveitamento aos centros de consumo, a constituição geológica dos solos, os custos de deslocamento de populações, o valor da produção agrícola na área inundada, etc...

A transposição das informações para uso neste estudo foi elaborada através do cálculo do custo de geração pelos dados da Informação Técnica e pelo método utilizado neste trabalho, para o ano de 2001, avaliando-se a fração de potencial ocupado nesse ano através dos dados de potência instalada contidos no Balanço Energético Nacional/2000. Os resultados do cálculo estão mostrados no gráfico 4 abaixo, vendo-se que o custo marginal (por usina) tende a atingir o valor de US$ 51/MWh até o ano de 2050.

                               Gráfico 4 – Energia gerada e custo direto de geração.

O custo marginal por usina está sendo cogitado como referencial para a fixação da tarifa média na nova estrutura do Setor Elétrico. Entretanto, a implantação do novo modelo de gestão do Setor, que deixaria de ser um monopólio estatal para tornar-se um sistema de livre concorrência, parece estar sendo reconsiderada pelo Governo Federal.[7] O custo referencial no modelo estatal seria mais apropriadamente o custo diluído, resultante da distribuição da diferença de investimento pelo conjunto das usinas, ou, ainda, o custo diluído amortizado, que leva em consideração a amortização do investimento em usinas que permanecem em operação após a vida útil, cuja função, no caso, é meramente contábil. O gráfico 5, a seguir mostra a evolução do investimento diluído e amortizado, levantado desde 1950 com auxílio dos dados da Informação Técnica já referida.                  

                  Gráfico 5 – Diferentes conceitos de investimento.

 

Para as usinas já amortizadas, o custo de geração se reduz aos custos de complementação de ponta e de operação e manutenção, no montante notavelmente baixo de US$ 4/MWh. A consideração do custo de geração amortizado na fixação da tarifa seria uma forma de pagar, ao contribuinte/consumidor, dividendos pelos longos anos de investimento social.  

 

Perdas no Sistema Interligado.

A interligação das usinas hidroelétricas concilia os regimes hidrológicos de diversas bacias hidrográficas, regularizando o atendimento da demanda na área de abrangência. Do ponto de vista da economia física, a interligação permite otimizar o aproveitamento da energia potencial estocada nos reservatórios das usinas; em contrapartida, as perdas relativas de energia no sistema interligado  são maiores do que nos sistemas regionais interligados devido à transferência de cargas a longas distâncias.

Limitando a presente discussão às perdas resistivas, que são as mais importantes, pode-se apresentar o problema usando as equações clássicas de potência elétrica e de perda por efeito Joule, familiares aos estudantes de Engenharia:

A potência elétrica transmitida através de um condutor de resistência r é          P = i V, sendo V a diferença de potencial aplicada e i a intensidade da corrente.

A perda por efeito Joule é  p = r i2.

Resolvendo o sistema de equações acima, obtém-se:

                                         p = r (P/V)2   e  p/P = r P/V2    

Portanto, a r e V constantes, a perda relativa é proporcional à potência transferida.  Para reduzir a perda, a transmissão a longa distância é feita a alta tensão (V), procurando-se ainda reduzir r usando condutores de menor resistência específica (W/m) e associando condutores em paralelo ou em rede.

O gráfico 6, abaixo mostra as perdas relativas no Sistema Elétrico desde 1970, com dados do Balanço Energético Nacional/1999. A última queda expressiva na perda relativa ocorreu por volta de l984, possivelmente devido a obras preliminares à entrada em operação da Usina de Itaipu. A partir de então, a perda relativa aumentou continuadamente, de cerca de 11 para 15% da oferta de energia elétrica (geração+importação-exportação) e o risco de interrupção do fornecimento aumentou, causando os chamados “apagões” de curta duração que culminaram no racionamento de 2001, resultado da diminuição de investimentos no Sistema Elétrico  (usinas e linhas de transmissão) conjugada com o aumento da demanda, estimulada pelo Plano Real, e pela falta de água nos reservatórios existentes.

Embora muitos especialistas considerem o Plano Real como a principal causa dos problemas vividos pelo Setor Elétrico, é aparente que ele foi apenas a gota d` água, pois o gráfico mostra que a raiz dos mesmos deve ser localizada na crise financeira do início da década dos oitenta, claramente associada ao chamado “choque frio” do petróleo, quando os preços dos produtos de exportação brasileiros caíram de forma acentuada.[8] 

                  

                   Gráfico 6 – Produção e perdas no Sistema Elétrico.

O efeito da interligação sobre a economia de energia elétrica fica escondido pelas variações de demanda atribuídas às flutuações da produção econômica no período analisado. Uma leitura conjunta da evolução da eficácia de transmissão e da eficácia de geração (fator de capacidade) está mostrada no gráfico 7, abaixo, vendo-se que a diminuição da eficácia de transmissão praticamente compensou o aumento  do fator de capacidade, de forma que a eficácia global ficou quase constante.

                   

                    Gráfico 7 – Parâmetros do Sistema Hidroelétrico.
 

O custo da temeridade de forçar o sistema foi a queda de 7,7% na oferta em 2001, em relação a 2000. Na sistemática de cálculo de “custo do déficit”, baseada na Matriz Insumo-Produto, o custo do não-fornecimento de eletricidade é de cerca de 680 R$/MWh[9], o que permite calcular em cerca de R$ 18,3 bilhões, ou cerca de 1,2% do PIB, o prejuízo causado à economia brasileira pelo racionamento de 2001. Para manter a participação da hidroeletricidade na oferta e retornar ao fator de carga de segurança, estimado em 0,55,  seria necessário ter 67.000 MW instalados em 2000, quando estavam instalados apenas 61.000 MW. Portanto, o déficit em potência instalada seria de cerca de 6.000 MW e o déficit em investimento na geração seria de R$ 10 bilhões, ou cerca de 55% do prejuízo calculado para 2001.

 

Quanto ao investimento em transmissão, o Plano Decenal 2001-2010 orçou-o em R$ 10,7 bilhões, ou cerca de US$ 4,6 bilhões, contra R$ 79 bilhões, ou US$ 34 bilhões em geração, estando incluídos naquele montante as interligações regionais.


[1] Por exemplo, na dissertação de Mestrado em Planejamento Energético Integrado, de Cristiano Abijaode Amaral, UFMG/1998.

[2] Reproduzida em http://ecen.com, nº 30.

[3] Nos EUA o potencial aproveitado é de 92 GW, no Canadá é de 60 GW, na  antiga URSS é de 65 GW e em toda a Comunidade Européia chega a 158 GW, cf. Cristiano A. Amaral, op. cit..  

[4] Entre outros documentos consultados a respeito da crise, destacamos o excelente relatório da Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrico (http://www.provedor.nuca.ie.ufrj.br).

[5] Antes da reestruturação do Sistema Elétrico, o investimento em transmissão associada ao aproveitamento era contabilizado no custo de geração. Atualmente, a transmissão é gerida pela ANEEL que publica periodicamente o valor das tarifas e do contrato de transmissão.

[6] O custo de geração no Brasil é um dos mais baixos do mundo, motivando a exportação de energia elétrica embutida em produtos de exportação eletro-intensivos, como o alumínio e ferro-ligas em bruto.

[7] Veja-se, por exemplo, o editorial “Correção de Rota” em PCH Notícias, ano 4, nº 12.

[8] Ver, por exemplo, “Brasil: o Crescimento Possível”, Carlos Feu Alvim et al. – Ed. Bertrand Brasil-1996.

[9] O custo atualizado do déficit consta no Relatório da Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica.

 

Graphic Edition/Edição Gráfica:
MAK
Editoração Eletrônic
a

Revised/Revisado:
Friday, 13 May 2011
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