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ENERGIA ELÉTRICA: O desafio hidrelétrico.

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O desafio hidrelétrico
Crise hídrica coloca em xeque a principal fonte de energia do país, que agora precisa derrubar barreiras e mostrar que ainda é capaz de cumprir seu papel na matriz
A geração hidrelétrica sempre foi a base do sistema elétrico brasileiro. Abundante, a fonte foi capaz de atender a quase todas as necessidades do país por muitos anos, mas seu papel na matriz brasileira – que começou a ser questionado a partir do racionamento de 2001 – está hoje definitivamente em xeque.
A escassez persistente dos reservatórios, os problemas ambientais e atrasos enfrentados pelos novos projetos e o esgotamento do potencial próximo aos principais centros de carga deixam claro que as hidrelétricas não irão mais carregar a expansão do parque gerador como fizeram no passado. Neste momento decisivo, a fonte precisa superar desafios e mostrar ao mercado que ainda pode manter a relevância.
Ao fim de 2015, a energia hídrica representava aproximadamente 66% da geração efetiva no país, ou 61.826 MW médios gerados, segundo os dados mais recentes disponíveis até o fechamento desta edição no relatório InfoMercado Mensal, da CCEE.
Há pelo menos um ano, algumas hidrelétricas vêm colocando em operação unidades geradoras que ajudaram a reduzir o impacto da baixa hidrologia que ainda ronda o país, apesar das chuvas mais intensas a partir de outubro.
Além de Santo Antônio e Jirau, no Rio Madeira, Teles Pires colocou a primeira turbina em operação na primeira semana de novembro, e deve estar com seus 1.820 MW de capacidade instalada a plena operação até o fim do ano. Além disso, Belo Monte já se prepara para colocar no sistema interligado a energia gerada pela primeira turbina prestes a ser acionada comercialmente (até o fechamento desta edição, a operação ainda não havia sido autorizada).
Apesar dos problemas, a hidroeletricidade foi a fonte que mais contratou energia em 34 leilões, com 45% da capacidade total instalada. “De 2005 até hoje foram 35.642 MW, algo expressivo, quase metade do que foi contratado no período”, disse o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim.
O potencial hidrelétrico ainda não explorado no país é estimado em 230 mil MW, localizado nas bacias das regiões Norte e Centro-Oeste, mas a complexidade ambiental é um fator que já está indicado no Plano Decenal 2015-2024, segundo o qual “inventários hidrelétricos apontam projetos importantes que poderão ser viabilizados nos próximos anos”.
“As usinas que colocamos no plano são as que achamos que têm uma grande chance, uma boa possibilidade de ter licença, ainda que não tenhamos a certeza absoluta”, afirma Tolmasquim.
Em 2015, porém, a EPE reduziu pelo segundo ano consecutivo a previsão de novas hidrelétricas: o governo conta com 12 novas usinas, que totalizam 12.997 MW – 10,58% abaixo da capacidade instalada total projetada no PDE 2023, de 14.534 MW. Este número já era inferior ao previsto um ano antes, pelo PDE 2022, que estimava 20 usinas, com 19.917 MW, no período de 2013 a 2022. Com a entrada de mais energia de outras fontes, o governo passou a apostar na diversificação para que as hidrelétricas tenham mais tempo para serem concluídas.
Além dessas usinas, a EPE mapeou 4.230,7 MW de hidrelétricas com estudo de viabilidade aprovado pela Aneel ou com aceite. Esse bloco inclui Marabá (2.160 MW, PA), que entra e sai no planejamento ao longo dos anos.
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O desafio da falta de chuvas
O problema atual das hidrelétricas é causado principalmente pela redução da capacidade de armazenamento ao longo dos últimos anos. Os reservatórios nacionais já foram capazes de guardar energia suficiente para abastecer a demanda do país por três anos. Hoje, aguentam, quando cheios, pouco mais de quatro meses. Essa queda foi causada pelo expressivo aumento da demanda e também pela dificuldade de construção de novos reservatórios – a maioria das grandes usinas sendo instaladas hoje é a fio d’água, sem grandes lagos.
Para completar, as chuvas não têm sido abundantes. Um dos maiores riscos para um empreendedor hidrelétrico é, obviamente, a baixa hidrologia. Afinal, se não há água, não há energia. Mas não é só isso. O atual cenário do setor mostra que os efeitos vão além de apenas reduzir a geração hidrelétrica.
Como o preço da energia no mercado de curto prazo é influenciado pelas chuvas, no momento em que produção está mais baixa, as hidrelétricas precisam compensar o déficit comprando energia pelo preço mais alto. Em períodos de escassez persistente como o atual, a conta não fecha. Além disso, as usinas não têm autonomia para gerar a qualquer hora, precisam do aval do Operador Nacional do Sistema (ONS), que vem segurando o despacho em várias ocasiões – acionando térmicas – para preservar os reservatórios.
O déficit hídrico, sintetizado pela sigla em inglês GSF (Generation Scaling Factor) é hoje o maior problema do setor elétrico. A dívida dos geradores somou R$ 20 bilhões em 2014 e é estimada entre R$ 12 bilhões e R$ 20 bilhões este ano.
Como as empresas não têm condições de pagar o que devem e questionam sua responsabilidade sobre o prejuízo – já que não têm autonomia para despachar –, têm recorrido a liminares judiciais para deter a sangria financeira.
Os calotes por medida judicial chegaram a tal ponto que provocaram a suspensão do mercado de curto prazo, decretada em novembro pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
Para tentar resolver o impasse, o governo publicou a Medida Provisória 688, que estende as concessões das usinas pelo prazo proporcional ao prejuízo de cada empresa e estabelece novas regras para a contabilização do déficit. A medida foi aprovada pela Câmara dos Deputados e, até o fechamento desta edição, estava em análise no Senado. Em paralelo, a Aneel aprovou metodologia para a aplicação da nova lei. Para aderir, os agentes precisam retirar as liminares que paralisam o mercado.
“Elas [as medidas propostas] são criativas, já que estendem os prazos de concessão ou criam formas de mitigação e compartilhamento de riscos, um efeito econômico compensatório. Só que isso não resolve o problema financeiro porque não vai gerar mais caixa”, destacou o economista e consultor Eduardo Bernini, sócio da Tempo Giusto e articulista da Brasil Energia. Para ele, a questão só terá solução num grande encontro de contas, como ocorreu em 1993.
Enquanto não há uma definição, empresas como a AES Tietê deixam de vender parte da energia que as usinas, em tese, poderiam gerar. Esse percentual descontratado funciona como proteção (hedge) contra o déficit hídrico. A geradora paulista deve mantê-lo em 14% em 2016, segundo o presidente da companhia, Britaldo Soares.
Relicitação de usinas
Mas se pelo lado da expansão há dificuldades que fazem a geração hidrelétrica avançar lentamente (vide o caso de São Luiz do Tapajós, ainda sem licença ambiental e dependendo de pareceres de órgãos do governo), a fonte tem despertado interesse. A venda de 29 hidrelétricas que tiveram a concessão vencida despertou a atenção de empreendedores que veem na licitação a oportunidade de avançar no mercado.
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As usinas, pertencentes à Celesc, Cemig, Cesp e Copel, foram revertidas ao governo no fim do prazo da outorga, em meados deste ano. Essas estatais não quiseram, em 2012, renovar antecipadamente as concessões. Mas ainda tentam mantê-las em seu portfólio.
No leilão, as estrelas são as usinas de Jupiá e Ilha Solteira, que juntas somam pouco mais de 6 mil MW. A Cesp ainda não conseguiu viabilizar nem parceiros, nem recursos suficientes para tentar arrematar aqueles que eram seus dois principais ativos. Enquanto isso, as gigantes chinesas State Grid e China Three Gorges apostam nas usinas para ampliar seus agressivos planos de expansão.
A primeira detém concessões dos linhões de transmissão de Belo Monte, enquanto a segunda adquiriu pequenas plantas e possui o controle indireto da EDP Energias do Brasil, já que é a principal acionista da elétrica, antes controlada pelo governo português.
Cemig e Furnas, além da China Three Gorges, já visitaram a usina, conta o presidente da Cesp, Mauro Arce. A Endesa Chile, subsidiária da Enel, também foi habilitada para o leilão, o que indica uma disposição para a expansão – a empresa vem aumentando seu portfólio de fontes renováveis, especialmente eólicas, por meio da Enel Green Power.
Fonte: Revista Brasil Energia

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Autor: carlosadoria

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