Economia &
Energia |
Brasil: Energia, Economia e
Comércio Externo de Bens
Existe a
possibilidade de um novo apagão?
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Nº 88: Janeiro/Março de 2013 Versões em Inglês e Português disponíveis em: http://ecen.com
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Texto para discussão:
Existe
a possibilidade de O nível dos reservatórios ao final do ano 2012
reacendeu o debate sobre a possibilidade de um novo “apagão”, à
semelhança do ocorrido no ano de 2001. Deve-se dizer inicialmente que o risco de déficit é
inerente a um sistema com predominância hídrica como o brasileiro. O que
se busca no planejamento energético é fixar o nível de risco em um
mínimo aceitável. Um sistema de risco zero seria demasiadamente caro.
Riscos da ordem de 5% para uma queda de abastecimento em período de um
ou dois meses podem ser absorvidos, reduzindo temporariamente algumas
atividades mais intensivas em energia, sem maiores prejuízos para a
atividade econômica como um todo. O prejuízo econômico nesse caso é
balanceado pela conveniência de manter a energia a um custo que mantenha
competitiva a atividade produtiva nos anos normais. Todavia, um racionamento energético mais abrangente
tem um alto custo econômico e é inteiramente indesejável em um ano em
que se espera a retomada no ritmo de crescimento. Para o atual governo,
um apagão teria sérias repercussões políticas. O objetivo deste trabalho é permitir uma avaliação
clara e independente da possibilidade de um déficit de abastecimento no
Brasil em 2013. O trabalho obedece ao seguinte esquema:
1.
Explica como os
reservatórios permitem regular um sistema elétrico;
2.
Menciona outras formas
de regulação de um sistema como o brasileiro usando outras fontes e
remete ao artigo, neste mesmo número,
Formas de regulação do suprimento
da Energia Elétrica;
3.
Descreve o modelo do
reservatório único na avaliação da probabilidade de interrupção do
abastecimento;
4.
Faz breve análise do
apagão de 2001;
5.
Avalia a queda da
afluência de 2012;
6.
Analisa cenários para
2013 considerando dois níveis de disponibilidade não hídrica (14,5 e 17
GW) e três de afluência (normal, do apagão de 2001 e ano mais seco) e a
probabilidade histórica de que ocorram.
Porque são necessários os reservatórios? As fontes renováveis de energia que a natureza
oferece têm sido usadas desde os primórdios da civilização. Elas
apresentam duas características principais são dispersas no espaço e
variam consideravelmente ao longo do tempo. Por essa razão foram em
grande parte substituídas por fontes mais concentradas que permitem o
armazenamento. As novas tecnologias e os maiores custos diretos e
indiretos das fontes fósseis estão permitindo a volta das energias
renováveis que, no entanto, continuam apresentando estas duas
características fundamentais. A energia que vem da elevação, por evaporação, da
água das chuvas tem as características habituais das fontes renováveis,
mas, no caso, a própria natureza já se encarrega de adequá-lo ao uso ao
concentrar espacialmente as águas nos cursos d’água e regularizando
parcialmente, através de um complexo mecanismo de retenção no solo, em
geleiras e na vegetação, o curso dos rios. Mesmo assim, seu volume
apresenta considerável variação ao longo do ano (sazonal) e de ano para
ano (anos secos e chuvosos). Das barragens naturais o homem aprendeu a fazer as
suas e com a descoberta da tecnologia de geração de hidroeletricidade
conseguiu transportar a energia para outros lugares. As barragens
permitem reservar a energia para usá-la quando e onde necessita. A
eletricidade produzida, como se sabe, é difícil de acumular e os
sistemas que existem (fundamentalmente baterias) são muito caros. A água acumulada nos reservatórios serve tanto para
regular as variações da demanda diária como para compensar as variações
sazonais do afluxo de água nas estações chuvosa e seca. A acumulação em
barragens é tão prática que alguns sistemas no exterior, onde predominam
outros tipos de energia, utilizam motores que bombeiam a água de um
reservatório inferior para um superior para, nas horas de pico, gerar
energia para cobrir essa maior necessidade de eletricidade em uma hora
do dia. Uma breve descrição
do Sistema Integrado Nacional - SIN é apresentado no Anexo 1. O SIN é um
complexo sistema de bacias com usinas e reservatórios em série ao longo
dos diversos cursos d’água. É administrado pelo
Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS em cujo
site ons.org.br pode-se
encontrar uma completa e atualizada série de dados de operação e sua
descrição. Lá pode ser encontrado, por exemplo, um completo
esquema geral do Sistema. Nele, os rios aparecem ordenados por bacias
hidrográficas de maneira que é possível acompanhar a trajetória da água.
Uma precipitação na cabeceira de um rio pode gerar energia ao longo de
toda sua trajetória em rios que compõem as diversas bacias. A água que
aflui às bacias hidrográficas é contabilizada como Energia Natural
Afluente (ENA), medida em GWmed[1]. O SIN é composto de quatro subsistemas: Sudeste /
Centro Oeste - SE/CO, Norte - N, Nordeste - NE e Sul - S. Os subsistemas
são interligados de maneira a atender as necessidades mais previsíveis
de intercâmbio. A energia gerada em Itaipu, tanto pela parte brasileira
como a importada é, geralmente, tratada como se fosse da região SE/CO.
Essa região centraliza a maior parte do consumo de eletricidade, da
geração e do armazenamento do SIN.
O sistema elétrico brasileiro dispõe de uma modelagem bastante
sofisticada, capaz de tratar o conjunto de usinas e reservatórios
existentes. A
e&e desenvolveu um modelo
mais simples que permite reproduzir com precisão aceitável o
comportamento do conjunto tratando o Sistema como um conjunto de quatro
subsistemas, cada um com seu reservatório e sua capacidade de geração. A
região SE/CO centraliza as interligações.
A capacidade de transmissão
entre os sistemas é considerada como limite para as transferências entre
os sistemas que funcionam como quatro reservatórios em regime de vasos
comunicantes. Como o ONS registra a afluência, a energia estocada e a
produzida a partir da água dos reservatórios, pode-se escrever que, para
o conjunto:
Variação da energia estocada =
ou seja, a continuidade do fluxo de energia assegura que a variação do
estoque seja igual à energia que entra (afluência) menos a que sai
(produção + vertida). A energia vertida (e/ou evaporada) não é fornecida
pelo ONS mas pode ser deduzida dos dados fornecidos. Os resultados são
bastante coerentes com o esperado: os períodos de maior abundância de
água correspondem aos de maior quantidade de água vertida e os valores
encontrados para a água vertida apenas ocasionalmente são negativos[2].
Acrescentando-se as transferências entre regiões à afluência, a equação
serve para representar também a energia acumulada em cada sistema.
As transferências entre os sistemas e a produção das usinas não hídricas
não afetam diretamente o balanço da energia acumulada na água. Permitem,
no entanto, reduzir a produção hídrica, economizando água. Ou seja, é
como se houvesse uma transferência virtual de água entre os sistemas via
eletricidade, o volume utilizado a mais em uma região permite, a menos
das perdas na transmissão, reter no reservatório um volume praticamente
igual na região receptora.
Para uma verificação, como é objetivo deste trabalho, das possibilidades
de interrupção de suprimento, as incertezas na afluência são de tal
ordem que o problema pode ser tratado ainda de maneira mais esquemática,
considerando o total da afluência e um único reservatório. Nesta
abordagem, considerou-se nula a importação líquida (intercâmbio) que não
a de Itaipu, o que simplifica a análise. Esta hipótese é coerente com o
comportamento médio no passado, como será mostrado mais adiante neste
trabalho.
Reservatórios: uma analogia com a caixa d’água
Em sistema
essencialmente hidroelétrico, como era o brasileiro até os anos noventa,
o que se procurava estabelecer era um volume de reservatório que pudesse
suportar não só as variações sazonais normais como variações
plurianuais, que costumam ocorrer em anos mais secos e mais chuvosos.
Para avaliar a capacidade de armazenamento de um sistema relativo à sua
capacidade de geração, utiliza-se a razão reserva / produção medida em
meses de consumo da água contida no reservatório cheio para atender a
demanda média de eletricidade. Este parâmetro, que foi de 2 anos nos
anos setenta, chegou a cerca de 5 meses na situação atual. Essa variação
resultou da construção de usinas sem os reservatórios reguladores
correspondentes. Esse tipo de sistema exige duplicação parcial de sua
capacidade de geração para atender as variações sazonais ou plurianuais.[3]
O Apagão de 2001 A Figura 1 ajuda a entender o “apagão” 2001. O exemplo se refere à região SE/CO, mas o déficit de abastecimento atingiu todo o Sistema, com exceção da Região Sul.
Figura 1: Principais
variáveis relativas ao controle dos reservatórios no período próximo ao
apagão de 2001; a redução da produção assinalada e o baixo estoque
caracterizaram o apagão. Na Figura 1, estão representadas: a quantidade de
energia que aflui ao sistema (energia natural afluente), a acumulada nas
barragens, a produzida e a vertida. Pode-se observar que a representação
de todas as grandezas pela capacidade de gerar energia elétrica facilita
a compreensão do ocorrido. O Sistema SE, na
época, tinha uma demanda de energia hídrica bastante regular (cerca de
25 GW médios) atendida pela energia produzida (linha preta). A linha
azul representa a energia que entra no sistema (afluência), enquanto a
soma da produção e do vertido, a saída. De modo geral, quando a
afluência é maior que a produção (linha azul acima da preta), a energia
acumulada (linha verde) cresce e, no caso contrário, decresce[4].
A escala à direita mostra os valores expressos em percentuais da
capacidade (máximo armazenável) de 2003 que era de 160 GW.mês. A razão
capacidade dos reservatórios/ produção que ajuda a avaliar a
estabilidade do sistema era, portanto 6,4 meses na região SE/CO naquele
ano[5]
(160 GW.mês/25 GW). A quantidade de energia vertida (em vermelho) é
calculada por diferença entre a entrada e variação do estoque, com a
saída (produção). Note-se que mesmo na fase de escassez houve alguma
água vertida (ou evaporada). A energia vertida pode decorrer de
dificuldades operacionais, pois, além da inevitável evaporação, são
vários os reservatórios em série e existe necessidade de manter fluxo
mínimo de água mesmo quando não se está gerando. As causas do apagão de 2001 foram amplamente
discutidas, passada a politização do debate à época; resumidamente
pode-se dizer:
v
Havia deficiência no
planejamento energético e, principalmente, em sua execução na transição
de um sistema centralizado para o mais dirigido ao mercado.
v
As usinas estavam
operando um pouco acima da média histórica em virtude de uma capacidade
de geração inferior à desejável.
v
O ano de 1999 foi um
ano seco e o estoque não foi recuperado em 2000 (de afluência 5% acima
da normal) quando havia condições de fazê-lo, como consequência, a
energia acumulada no início do período, normalmente mais chuvoso, estava
em 60% da capacidade máxima, o que dificultou manter o sistema
funcionando (caixa d’água meio cheia).
v
A pequena capacidade
térmica instalada e o atraso no início de sua utilização não permitiu
recuperar o estoque.
v
Houve uma
significativa, mas não inesperada redução na afluência em 2001. No
sistema como um todo, foi de 16% e, na região SE/CO (mostrada como
exemplo) de 21%.
v
A falta de integração
via transmissão com a Região Sul, contribuiu para que o excedente de
água ali existente e mesmo a capacidade térmica disponível não pudessem
ser utilizados plenamente.
A regulação do sistema por outras fontes
Durante as duas últimas décadas, a capacidade de
geração foi aumentada, mas a de armazenamento permaneceu quase a mesma.
Disso resultou a redução da capacidade de armazenar água relativa à
potência instalada e fez com o sistema brasileiro perdesse a capacidade
de autorregulação e se transformasse em um sistema termo-hidráulico com
predominância hídrica. Uma alternativa aos grandes reservatórios é
dispor de fontes que independam dos ciclos naturais. Estas fontes podem
ser usadas seja na base, seja como complementar dos períodos secos. A presença de térmicas com capacidade ociosa permite
que elas sejam acionadas para repor a reserva de água. Na analogia da
caixa d’água, elas funcionam como o carro pipa. Os mecanismos de regulação de um sistema hídrico,
complementado com térmicas, são mostrados no artigo, também neste número
da e&e: “Formas de regulação do
suprimento da energia elétrica”. Nesse artigo mostra-se que a
sazonalidade das eólicas e da biomassa é favorável à regulação. No
presente estudo, essa vantagem não foi computada, o que compensa, pelo
menos em parte, a desvantagem resultante da simplificação sobre a
perfeita integração dos sistemas regionais que, como será visto, foi
aqui adotada.
A queda da afluência em 2012. A Energia Natural Afluente – ENA depende, como o nome indica, do regime natural de chuvas, que varia ao longo dos anos. O Brasil coleta os dados desde 1931 e o ONS os tem registrados e disponíveis mês a mês. Pode-se consultá-los por região ou por bacia. A Figura 2 mostra os valores da ENA (média anual) relativos ao valor médio do período 1931-2012. São assinalados os valores de 2001 e 2012. A variação frente a média histórica observada em 2012 (-15%) é muito parecida àquela verificada no apagão de 2001 (-16%). Vários outros anos apresentam reduções que superam 20%. A primeira constatação importante é que o Brasil teve um ano com uma queda da mesma ordem de grandeza de 2001 e não houve desabastecimento.
Figura 2: Estatísticas
de 1931 a 2012 do valor da energia natural afluente relativo à média
(1931-2011). Uma rápida análise dos dados mostra que em apenas 9% dos casos a afluência anual é inferior a 20%. Já uma queda de cerca de 15% ou mais, como a de 2001 (apagão) e a de 2012, é esperada em 21% dos anos. A Figura 3 mostra, em representação análoga a da Figura 1, o que aconteceu de 1999 até 2012.
Figura 3: Figura
análoga à anterior onde foi acrescentado o percentual relativo a cada
ano. Pode-se ver que o nível dos reservatórios, no final
de 2012, está próximo a 30% e é um dos menores observados nos últimos
anos, mas ainda é superior ao que aconteceu por volta do apagão de 2001
(22%). Esta é a primeira
diferença entre a situação em 2001 e a de 2012. No ano do apagão, o
estoque no final do período de chuvas era de 60% e, no de 2012, 80%.
Outras diferenças importantes, comentadas a seguir, são a maior
disponibilidade de capacidade de geração de usinas térmicas e a melhor
integração entre as regiões em 2012. A Figura 4 detalha o que aconteceu nos dois últimos anos com a afluência, a produção hídrica e o estoque nos reservatórios.
Figura 4: O detalhe do
que aconteceu nos últimos anos mostra que o ano de 2012 já começou com
menor estoque de passagem e houve uma menor afluência, em quase todos os
meses, em relação à normal. A
Figura 4 também mostra a afluência normal em linha pontilhada e pode-se
observar que apenas em janeiro e em junho de 2012 as chuvas foram
maiores que a esperada. Houve retardo do início do ciclo de chuvas para
2013 que normalmente começa em novembro quando os reservatórios começam
normalmente a se recuperar. Isso deslocou o mês de menor estoque de
outubro para dezembro. A geração do ano foi de cerca de 50 GW médios,
com redução progressiva a partir de agosto, justamente para preservar os
reservatórios.[6] A produção das diversas fontes é mostrada na Figura 5 e pode-se perceber perfeitamente a substituição da fonte hidro pela térmica convencional ao final de 2012. A queda na produção de energia hidráulica foi, inclusive, semelhante a do apagão de 2001. A diferença é que em 2001 não havia térmicas disponíveis e a queda se refletiu na produção total, o que não aconteceu em 2012.
Figura 5: Geração de
energia elétrica por tipo de fonte
e importação líquida
(intercâmbio) de países vizinhos, com exceção de Itaipu.
Assim, na queda na afluência de 2012, o sistema de reposição por
térmicas funcionou a contento como, aliás, já havia acontecido em 2010.
Pode-se ver ainda na Figura 5 que o intercâmbio (importação líquida),
quando não se considera Itaipu[7],
é muito pouco significativo.
A média nos últimos
quatro anos foi de -0,3% em relação à soma das outras fontes de
abastecimento.
Regular o sistema é a principal justificativa das térmicas e elas foram
acionadas para repor o estoque de água em 2012.
A posteriori pode-se inferir
que houve algum retardo para colocar as térmicas em geração. Como ela é
decidida em função do cenário mais provável de chuvas, sempre existe o
risco de uma afluência maior que a esperada forçar a verter água
inutilmente[8].
Neste caso, o combustível usado para repor o estoque de água também
teria sido gasto inutilmente.[9]
Chama a atenção na Figura 5 que a curva da geração total mostrada no
gráfico tornou-se mais serrilhada com picos mais acentuados nos meses de
verão, que correspondem a um maior uso do ar condicionado pelos
brasileiros[10].
Quando ocorre, como na
passagem 2012/2013, um retardo nas chuvas, esse pico de consumo aumenta
a inquietação sobre o abastecimento nos primeiros meses do ano. No caso,
a falta de chuvas reforça o calor que induz o maior uso do ar
refrigerado e ventiladores.
A probabilidade de um apagão em 2013 A pergunta que se quer responder neste momento é se
existe a possibilidade de um déficit no abastecimento em 2013 como o de
2001. O Governo já respondeu de forma categórica que a possibilidade não
existe ou, pelo menos, que é muito improvável. Os pontos de partida para conferir esta resposta
estão disponíveis ou podem ser deduzidos dos dados históricos e são: o
nível atual dos reservatórios, a capacidade efetivamente utilizável das
térmicas, a demanda projetada e o comportamento da Energia Natural
Afluente. Essas grandezas estão sujeitas a algumas incertezas sendo a
maior a relacionada com o regime de chuvas que determina a ENA. Neste trabalho, foi tomado o modelo da
e&e simplificado
(reservatório único) e os dados básicos estão resumidos nas tabelas no
Anexo 2 sendo os principais pressupostos:
1.
Perfeita interligação
dos sistemas que permitem tratar o SIN como reservatório único;
2.
A afluência (ENA)
mensal normal oscila ao longo do ano entre valores 63 GW e 95 GW,
mostrados no Anexo 1;
3.
Em anos com afluência
superior ou inferior à normal, o valor mensal é obtido multiplicando os
valores normais pelo mesmo fator (forma relativa mantida);
4.
Capacidade de
armazenamento máxima de 287 GW mês;
5.
Demanda para o ano de
2013 e os seguintes, da 2ª revisão de 2012, fornecida pelo ONS, na
metade de 2012;
6.
Capacidade de geração
hídrica ao final de 2012 sem considerar os acréscimos a ocorrer; deste
modo, os anos seguintes a 2013 são indicados apenas para dar uma noção
do que ocorreria sem se considerar o acréscimo de capacidade de geração
e armazenamento;
7.
Capacidade não hídrica
(térmica convencional, térmica nuclear e eólica) efetivamente utilizável
considerando duas hipóteses (14,5 GW e 17 GW), também sem considerar os
acréscimos para os anos seguintes;
8.
Critério para
acionamento das térmicas relacionado à meta de alcançar 90%[11]
do nível de reservatórios em outubro (máximo esperado) considerado, para
cada mês a energia armazenada adequada para atingir essa meta com
afluência normal e demanda prevista pelo ONS e respeitando um limite
mínimo de potência não hídrica considerada firme (3 GW);
9.
Três hipóteses de
afluência para o ano de 2013 considerando a) precipitação normal, b) a
limite para que não haja desabastecimento e c) a do pior ano da série
histórica. A seguir apresentam-se algumas justificativas para
as premissas adotadas: Reservatório
único: Embora o SIN não seja perfeitamente integrado entre
as regiões, como suposto, o Subsistema SE/CO é predominante
e está respondendo por 70% da
capacidade de armazenamento, 67 % do
consumo de eletricidade e 67% da geração. Além disto, geograficamente
esse subsistema está em uma posição central e é para ele que se dirige a
maioria das interligações existentes, como pode ser observado no Anexo
2. Limites à
capacidade não hídrica: Não foi considerada a capacidade máxima das térmicas
como efetivamente utilizáveis, o que representa um critério mais
rigoroso para a análise de risco de déficit que o de considerar a
capacidade nominal. Este cuidado decorre do fato que as térmicas
permaneceram utilizadas por muito tempo com um fator de capacidade
baixo, e já se previam dificuldades quando houvesse necessidade de
acioná-las a plena carga. A razão de elas permanecerem em espera é
porque, sendo o custo do combustível alto, se destinavam justamente a
cobrir situações de baixa disponibilidade das hídricas, como a ocorrida
em 2012. Para acioná-las, é necessário dispor do combustível
(GN, óleo combustível ou carvão mineral). No caso de usinas a gás
natural – GN, o combustível a elas reservado é compartido com o uso
reversível na indústria. Este tipo de gás custa menos à indústria que
tem, em contrapartida, a obrigação de substituí-lo em caso de
necessidade. Não foi divulgado se este mecanismo foi efetivamente usado
em 2012. Seu uso certamente poderia causar algum desconforto entre os
industriais ou pressão de preços sobre os produtos em caso de sua
efetivação. A medida também afetaria o mercado de óleo combustível ou de
outros sucedâneos ao GN. A alternativa que
se sabe ter sido utilizada e que não afeta a indústria foi a importação
de Gás Natural Liquefeito – GNL sobre a forma criogênica[12].
Isto está sendo feito e sua funcionalidade está sendo testada em grande
escala pela primeira vez, ao que parece, com êxito. Felizmente, o GNL
passou a estar disponível, como se espera de uma verdadeira
commodity: de diversas
origens, com características especificadas e a preços ditados pelo
mercado. Desse modo, as transações deixaram de ser exclusivamente por
contratos de longo prazo, havendo maior disponibilidade de fornecedores
e transportadores. Com o amadurecimento do mercado, houve redução da
prática de demandas com contratos bilaterais de longo prazo, sobretudo
com os EUA, que passaram a dispor de maior oferta interna de gás de
xisto. O mercado também dependia de um maior número de países com
capacidade de processar o GNL. No Brasil, foram instalados terminais de
regasificação e ampliada a rede de gasodutos para transportá-lo entre o
SE e o NE, o que possibilita o abastecimento das usinas instaladas com o
GNL importado.
Observa-se que a
capacidade de térmica convencional que efetivamente pode ser colocada em
operação resultará da experiência adquirida no ano de 2012 e,
possivelmente, 2013. O valor máximo utilizado foi cerca de 12 GW que,
somados à nuclear e eólica, resulta em um valor de 14,5 GW, que foi
utilizado como máximo no Cenário Básico e no Cenário “2001”. Isso é
ainda pouco em relação à capacidade instalada das não hídricas, que é de
cerca de 24 GW. Supõe-se que, com algum esforço de coordenação, o limite
de geração hídrica e de outras fontes poderia ser elevado para 17 GW
médios[13]. A capacidade de geração
do SIN, que serviu de base para este limite é a indicada na Tabela Anexa
2 (Anexo 2) para 2011. Além dessa capacidade sob administração do ONS,
há a existente nas áreas isoladas, que não entraram em consideração
nessa análise porque visam atender a estas áreas que funcionam
autonomamente.
Critério para
acionamento das térmicas
O critério de
acionamento das térmicas utilizado é semelhante ao da curva de aversão
ao risco do ONS, mas com nível de exigência superior. Na sistemática
adotada aqui, quando o nível dos reservatórios previsto para o fim do
mês for inferior ao da meta mensal, acionam-se as térmicas necessárias
para alcançá-lo. Este acionamento é limitado ao máximo de geração
considerado viável[14]
em cada
Cenário. Para definir a energia
firme de origem não hídrica, foram usados os dados da capacidade
instalada mostrados no Anexo 1, existe uma capacidade térmica instalada
de 2 GW nuclear (1,6 GW médio) e uma capacidade eólica de 1,3 GW (0,5 GW
médio). A esse total pode-se acrescentar parte da geração das centrais
térmicas a carvão nacional, perfazendo uma geração de cerca de 3 GW
médios, que foram considerados firmes. As fontes térmicas, inclusive a
biomassa, foram tratadas como de demanda variável.
Risco de déficit e
evolução do sistema para três cenários A seguir são analisados
três cenários, modificando a afluência ou capacidade não hídrica
considerada: a) cenário básico (com afluência normal e capacidade de
geração não hídrica de 14,5 GW); b) cenário “2001” (com afluência em
2013 igual a de 2001 e capacidade de geração de 14,5 GW); e c) cenário
pessimista (com afluência mínima histórica, 32% inferior à normal, e com
capacidade de geração não hídrica de 17 GW).
Cenário Básico
– Comportamento do sistema com a afluência normal a partir de janeiro de
2013 e capacidade de geração não hídrica de 14,5 GW médios. A Figura 6 mostra como se comportaria o sistema no caso de uma afluência normal em 2013. A probabilidade de ocorrer o comportamento normal ou de afluência superior (que provocaria maior estoque de água nos reservatórios e até eventual excedente a ser vertido) é estimada, a partir da série com 82 anos, em 45%.
Figura 6:
Comportamento da geração de eletricidade do Sistema (com afluência
normal e capacidade de geração
de 14,5 GW), suficiente para atender a demanda e repor o estoque. Assim, no Cenário Normal, apesar de não se
considerar os acréscimos previstos na capacidade de geração para os anos
seguintes, ainda é possível atender a demanda ascendente prevista, desde
que as térmicas sejam mais utilizadas. Em 2013, a utilização das
térmicas visaria, em grande parte, a recuperação dos estoques ao longo
do ano. Nos anos seguintes a 2013, as térmicas aparecem gerando não só
para a reposição do estoque, mas para atender a demanda normal. É claro,
no entanto, que o sistema estaria mais vulnerável à ocorrência de anos
mais secos e por isso é necessário acrescentar a capacidade de geração e
armazeno ao sistema, conforme já programado pelo Governo. Com o limite da capacidade não hídrica do Cenário
Básico (14,5 GW), o sistema ainda poderia suportar um déficit de 23% na
afluência anual em 2013 sem que houvesse desabastecimento. Assim, no Cenário Básico, desde que a capacidade de
geração térmica seja usada preventivamente para a recomposição do
estoque, não haverá desabastecimento e será possível repor o estoque
para entrar em 2014 em uma situação confortável.
Cenário “2001”
– Comportamento do sistema com déficit de afluência em 2013, igual ao de
2001 (16%) e capacidade de geração não hídrica de 14,5 GW. Qual a probabilidade de registrarmos também em 2013
um déficit de 16% dado que já ocorreu um déficit similar (15%) em 2012? A probabilidade de
ocorrer um déficit deste tipo é 21% e a de ocorrerem dois anos seguidos,
sendo os eventos independentes[15],
seria de 4,3%. Se os eventos são independentes, uma vez ocorrido o
fenômeno em um ano, a probabilidade de um novo déficit no seguinte é dos
mesmos 21%. Na verdade, os
dados históricos mostram que a correlação entre as ENA de anos
consecutivos é positiva[16]
e a chance de ocorrer outro ano seco após um ano seco é maior que 21%.
A Figura 7 mostra que o sistema é robusto o suficiente para enfrentar esta situação. O estoque máximo seria 80%, não se atingindo o objetivo fixado no programa usado (90%) que, no entanto, é um limite arbitrário e o valor atingido de 80% não é uma ameaça ao abastecimento do ano seguinte.
Figura 7:
Comportamento do sistema com uma redução em 2013, semelhante à observada
em 2001 e capacidade de geração de 14,5 GW, que seria suficiente para
atender a demanda.
Cenário de Mínima Afluência
- Maior déficit de
afluência histórico ocorre em 2013, mas com capacidade de geração não
hídrica de 17 GW. Para que a análise aqui realizada seja abrangente é
preciso tentar examinar os limites de queda de afluência que levariam a
um déficit no abastecimento. Cabe ainda examinar o que ocorreria no
evento extremo que corresponde a uma queda na ENA de 32%. Em
contrapartida, sendo a capacidade não hídrica aqui considerada bastante
inferior à nominal, é também interessante buscar saber o que ocorreria
caso essa disponibilidade fosse superior. A
capacidade não hídrica que efetivamente pode ser colocada em operação
resultou da experiência adquirida em 2012 e foi estimado em 14,5 GW
tendo sido utilizado como máximo nos cenários anteriores. Isso é ainda
pouco em relação à capacidade instalada das não hídricas, que é de cerca
de 24 GW. Supõe-se que, com algum esforço de coordenação o limite de
geração não hídrica poderia ser elevado para 17 GW médios[17].
Para a capacidade máxima de 14,5 GW, observada em um
mês de 2012, seria possível suportar um déficit de 23%. Por sua vez, com
o limite de geração 17 GW médios para as usinas não hídricas esse limite
seria de um déficit de 28% na afluência. Pela experiência acumulada, a
possibilidade que isto ocorra é de cerca de 6% no primeiro caso e de 4%
no segundo. A Figura 8 avalia o que ocorreria nesse caso limite
Figura 8: Queda limite
(28%) da afluência e capacidade de geração não hídrica de 17 GW, que não
provocaria restrição obrigatória da oferta. A partir do limite mostrado na Figura 8 as
restrições de oferta seriam inevitáveis ou dependeriam de medidas
contingenciais. Por fim, a Figura 9 mostra o caso extremo de uma queda
na afluência igual à maior já observada desde 1931 (32%) onde essas
restrições são esperadas. A situação mostrada seria atenuada pela
geração não hídrica de 17 GW sobre cuja real disponibilidade ainda
desperta dúvidas. Neste caso, haveria restrição ao abastecimento no último mês do ano. A probabilidade de ocorrência de tal queda de afluência é de 1 em 82 anos (1,2%). Como não foram incorporados nesta avaliação os aumentos de capacidade de 2012 nem os que ocorrerão em 2013, essa capacidade adicional deveria cobrir a diferença entre produção e demanda que, nesse cenário, atingiria só um mês de 2013. No entanto, o efeito psicológico de “viver perigosamente” às margens de um apagão teria certamente repercussão negativa sobre a economia. Nessa circunstância, inclusive, se supõe que medidas cautelares seriam aplicadas para restringir preventivamente o consumo de eletricidade.
Figura 9: Caso extremo
de queda de 32% na afluência com capacidade não hídrica efetiva de 17
GW.
Conclusões
As conclusões deste trabalho parecem não diferir
muito das governamentais. Conforme afirmações do Dr. Tolmasquim,
Presidente da EPE, para a Rede Globo, o caso limite seria vencido com a
incorporação das novas centrais que estão entrando em operação. Para os
outros cenários, não há previsão de desabastecimento para este ano de
2013. O País poderia suportar, tranquilamente, dois anos
seguidos de redução de afluência na magnitude da observada em 2001
(16%). Neste sentido, a experiência daquela crise resultou em
instituições mais aptas para enfrentar este tipo de crise e a
diversificação do parque cumpriu os objetivos de fornecer melhor
segurança. Não existem perspectivas efetivas de racionamento
para o ano de 2013 se for possível utilizar 70% da capacidade não
hídrica do SIN. As dúvidas que restam estão ainda relacionadas com a
efetiva mobilização das usinas térmicas em um caso de seca muito severa
em 2013. Possíveis dificuldades de integração entre as regiões não são
analisáveis pelo modelo aqui utilizado. Também não foi abordado o possível efeito de um
crescimento do PIB acima do previsto e de um provável aumento da demanda
induzido pela redução de preços da energia. O
episódio teve o mérito de reavivar discussões sobre alguns aspectos da
regulação da oferta, que tem passado despercebido da mídia. Valeria a
pena aproveitar a oportunidade para aprofundar o debate sobre a
estabilidade do sistema.
Anexo 1: O Sistema Integrado Nacional de
Eletricidade O Sistema Integrado Nacional - SIN,
predominantemente hídrico, é um complexo sistema de bacias com usinas e
reservatórios em série ao longo dos diversos cursos d’água. O SIN
fornece, no sítio da ONS, um esquema geral onde os rios aparecem
ordenados por bacias hidrográficas de maneira que é possível acompanhar
a trajetória da água. Uma precipitação na cabeceira de um rio pode gerar
energia ao longo de toda sua trajetória ao longo de rios e bacias. A
precipitação que atinge o conjunto de bacias flui em grande parte para
os cursos d’água e é contabilizada, como Energia Natural Afluente (ENA),
em GWmed. A Figura A1 mostra os dados para duas bacias
(Paraíba e do Rio Grande) estando assinaladas as usinas e os
reservatórios. As usinas à jusante vão se beneficiando da regulação rio
acima. No caso, as duas bacias mostradas convergem para a do Paraná
cujas usinas também se beneficiam da regulação conseguida nessas bacias.
É o caso de Itaipu, que desfruta de todo um sistema de regulação à
montante e pode se dar ao luxo de um reservatório relativamente pequeno,
mas que não está livre destes transbordamentos controlados espetaculares
que fazem recordar as Sete Quedas, que desapareceram. Em uma visão simplificada, o SIN pode ser descrito como composto de quatro subsistemas: Sudeste / Centro Oeste SE/CO, Norte N, Nordeste NE e Sul. Os subsistemas são interligados de maneira a atender as necessidades mais previsíveis de intercâmbio. A energia gerada em Itaipu, tanto pela parte brasileira como a importada é, geralmente, tratada como se fosse da região SE/CO.
Figura A1: Exemplos de
esquema de geração e acumulação do SIN para as bacias do Paranaíba e do
Rio Grande. O SIN vem se aperfeiçoando com o tempo, com reforço
das interligações, e está sendo estendido a sistemas antes isolados
(principalmente na região amazônica). Existem
é claro, limites econômicos para
o grau de integração. As principais interligações são indicadas na
Figura A2. O sistema elétrico brasileiro dispõe de uma modelagem bastante sofisticada, capaz de tratar o conjunto de usinas e reservatórios existentes. O Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS administra o SIN.
ANEXO 2: Dados Básicos
Tabela Anexa 1: Dados Básicos GW.mês
(*)Projeções ONS
(**) Como térmica nos gráficos)
Tabela Anexa 2: Capacidade do SIN em 2011
Fonte: ONS.org.br
[1] A Energia Natural Afluente – ENA, às vezes referida como afluência, representa a energia potencial da água que é recolhida pelo sistema de reservatórios, medida em termos da eletricidade que ela pode gerar ao longo das diversas usinas por onde irá passar. A ENA é fornecida pelo ONS em GWmed para o mês e significa a energia fornecida por um gerador de 1 GW durante um mês ou seja uma energia de um GW.mês já que Energia = Potência × Tempo. Esta representação da energia tem a vantagem de associar diretamente a potência de geração com a eletricidade gerada (produção) e também com o estoque (medido em GW.mês). Quando referido a um ano, GWmed passa a significar GW.ano. [2] Raros erros evidentes de contabilidade. [3] Um sistema em que a água é vertida muitos dias ao longo do ano (caso de Tucuruí) está, na realidade, desperdiçando energia. Isto se deve à falta de reservatórios adequados e às especificações do projeto, que nunca consideram o máximo histórico de afluência que permitiria operar a plena potência, em média, apenas alguns dias no ano. Uma terceira razão é que o planejamento, confessadamente ou não, considera a possibilidade de uma melhor regulação futura dos rios com barragens à montante. [4] Como a energia vertida acompanha a maior afluência, ela não modifica esse comportamento. [5] 160 GW.mês/25 GW [6] Qualquer sistema de planejamento elege uma meta para o estoque considerando a afluência normal, que é também muito próxima da mais provável. O retardo das chuvas nos dois últimos meses de 2012 corresponde já a um déficit para o período de 2013 e não a um erro da operação em 2012 que deve ser avaliada pelo nível dos reservatórios em Outubro de 2012 (37%), que é próximo do normal. [7] Como o contrato de Itaipu dá exclusividade ao Brasil do excedente paraguaio, para fins do planejamento brasileiro essa energia é considerada como assegurada. [8] Como a capacidade de geração térmica é bem menor que a hídrica, só é possível repor a eventual falta de água acumulada gerando com as térmicas com antecedência para economizar água. Se, no entanto, acontecer de chover além do previsto, haverá excesso de água e será necessário mandar para o oceano a água excedente e o gasto com o combustível terá sido inútil. [9] O ocorrido merece, no entanto, uma análise crítica principalmente no que se refere às possíveis dificuldades havidas em se dispor efetivamente da capacidade térmica instalada e do combustível necessário. [10] O problema das variações diárias que apresentam picos de demanda em horas habituais não foi abordado neste trabalho. Para atender estes picos é necessária capacidade adicional, que está, em princípio, disponível nas próprias hidrelétricas e pode ainda ser complementada com uso das térmicas para este fim. A superposição dos picos diários com picos de demanda sazonal podem provocar interrupções localizadas do abastecimento com eventual propagação para uma região maior. São tipos de “apaguinhos” que não configuram um déficit de abastecimento como o de 2001, que se convencionou chamar de “apagão” no Brasil. [11] A prática, aparentemente perseguida nos últimos anos, foi a de um estoque de passagem da ordem de 85%.
[12] O GN, ao contrário do
gás de cozinha (GLP), não se liquefaz à temperatura ambiente e
precisa ser refrigerado. [13] Supondo fatores de capacidade para 2013 de 0,8 para as nucleares e térmicas convencionais e de 0,35 para as eólicas e de 0,5 para a biomassa, teríamos uma capacidade de geração de cerca de 17 GW. médios aos quais deveriam ser acrescentadas as capacidades adicionais instaladas em 2012 (não computadas) e dos anos seguintes. [14] O máximo nunca é o nominal, já que sempre existem problemas para atingi-lo na prática (manutenção, abastecimento de combustível, etc.).
[15] Eventos independentes
são aqueles nos quais a probabilidade de ocorrência de um deles
não depende do outro. [16] Na série histórica de 82 anos, a possibilidade de uma queda de afluência de 15% ou mais é de 0,21 (21%). A probabilidade de se ter dois anos seguidos déficit acima de 15% seria de 4,3% (0,21×0,21). No entanto, em 7,3% dos anos da amostra ocorreram anos seguidos de afluência com queda maior que 15%. A análise da correlação da precipitação de um ano com o seguinte nos dados de ENA coletados mostrou que ela existe e é positiva. Ou seja, a probabilidade de um ano seco ser seguida por um ano também seco e de um ano de muita chuva ser seguido por um também de chuva acima da média é superior a de um ano seco ser seguida de um ano chuvoso e vice-versa. Independentemente disso sabe-se que fenômenos como El Niño, que provocam situações de seca ou maior precipitação, têm duração superior a um ano como indicam os dados. Para reproduzir a probabilidade de dois anos seguidos (7,3%) com queda de afluência de 15% ou mais e considerando 21% a probabilidade dessa ocorrência em um único ano, seria necessário considerar a probabilidade da ocorrência também no ano seguinte como de (0,73/0,21=35%).
[17] Supondo fatores de
capacidade para 2013 de 0,8 para as nucleares e térmicas
convencionais e de 0,35 para as eólicas e de 0,5 para a
biomassa, teríamos uma capacidade de geração de cerca de 17 GW.
médios aos quais deveriam ser acrescentadas as capacidades
adicionais instaladas em 2012 (não computadas) e dos anos
seguintes.
Sobre o mesmo assunto: Acompanhamento da situação até 12/03/2013 (sinal amarelo) Uma avaliação atualizada periodicamente. Nesta data a situação merece atenção. Formas de regulação do suprimento da Energia Elétrica
As Grandes Navegações Portuguesas e a Conquista das Águas Profundas pelo Brasil Maria Malvina Gomes e Souza Bastos |
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Tuesday, 01 October 2013. |