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ENERGIA ELÉTRICA – Hidrelétricas são indispensáveis.

Hidrelétricas continuarão indispensáveis

Renováveis podem crescer se a geração por água cobrir seus hiatos, dizem especialistas
O Brasil tem muito sol e muito vento, e tecnologias de energia solar e eólica chegam agora ao ponto em que passam a ser economicamente viáveis. Para o país desenvolver esse potencial de eletricidade renovável, porém, é preciso manter o lastro da matriz energética nacional no sistema hidrelétrico.
Esse foi o consenso no debate que reuniu nesta terça (3) três autoridades do país em energia: Jerson Kelman, ex-presidente da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), Márcio Zimmermann, secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, e Nivalde de Castro, líder do Grupo de Estudos do Setor Elétrico da UFRJ. O encontro foi promovido pelo Fórum de Sustentabilidade, da Folha, em São Paulo.
“Temos uma quantidade gigantesca de energia eólica a ser explorada, algo como 400 mil megawatts”, afirmou Castro. “Hoje, tudo aquilo o que temos instalado soma 120 mil megawatts.” Mas esse potencial requer a base de segurança das hidrelétricas, diz.
“A intermitência do vento deve ser compensada pela água que está nos reservatórios. Quando venta muito, fechamos a torneira das hidrelétricas. Quando venta pouco, abrimos”, disse Kelman.
Para o ex-presidente da Aneel, apesar da intermitência, até a energia solar já é competitiva no país –no caso de painéis fotovoltaicos em tetos de casas, que ajuda a abater custos de distribuição. Para a tecnologia vingar, afirma, resta uma mudança de na política de preços do sistema, que hoje não diferencia a energia “local” daquela que precisou ser transportada por longas distâncias.
Os debatedores ponderaram se as energias do sol e do vento poderiam substituir a eletricidade das termelétricas, que hoje corresponde a até 25% da geração, mas é indesejada por ser cara e implicar emissão de gases-estufa.
RESERVATÓRIOS
Para isso, seria desejável corrigir o problema de intermitência da própria hidreletricidade. Chuvas escassas desde 2012, por exemplo, obrigam o governo a manter termelétricas em operação.
Parte da solução seria a construção de mais usinas com reservatórios grandes o suficiente para armazenar água por um ano ou mais. Mas há um gargalo aí.
“O maior potencial para grandes reservatórios era no Sudeste e no Centro-Oeste, mas a maioria deles já foram feitos”, diz Zimmermann. “O potencial restante é na Amazônia, região de planície. Lá, usinas com regularização plurianual [estoque de energia por mais de um ano] precisam de reservatório com milhares de km2.” O risco, diz, é afogar amplas florestas para criar usinas não tão potentes.
Fonte: Folha de S. Paulo


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GERAÇÃO ELÉTRICA – Usina a fio d’água amplia desafios.

Usina a fio d’água amplia desafios

A construção de usinas hidrelétricas a fio d’água, com menor capacidade de armazenamento plurianual, aumenta o desafio de gerenciar o sistema elétrico e cria a necessidade de expansão do parque térmico do país.
Para o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Hermes Chipp, é importante observar que o uso de geração térmica tem crescido mesmo quando as chuvas estão perto da média histórica.
“A geração térmica é necessária para o atendimento no horário de ponta no fim do período seco, principalmente quando a temperatura sobe. É preciso começar a discutir se faremos hidrelétricas com reservatórios ou se as térmicas irão operar na base”, destacou.
Sem construção de usinas com grandes reservatórios, o sistema tem sofrido mais oscilações. Em 2012, no fim do período úmido, os reservatórios estavam em 72%. No fim do ano, caíram abaixo dos 40%. Em 2013, o índice de deplecionamento foi de 22%. “Vai ser preciso mais térmica, não tem milagre”, disse.
Entre 2013 e 2018, é prevista a entrada de 20 mil MW de capacidade hídrica no sistema, sendo que 99% dessas usinas não têm reservatórios. “Isso cria uma grande volatilidade e não dá para fazer a operação só com eólica”, comentou.
Ambientalistas têm criticado a posição do Brasil de empregar as termelétricas em vez de outras formas de geração de energia alternativas. Essa matriz, que utiliza o carvão como matéria-prima, é altamente poluente e pode contribuir para elevação das emissões de gases do Brasil.
Essa mudança da matriz elétrica traz outra questão: os benefícios de investimentos do setor para outros segmentos, como navegação de rios, captação de água ou irrigação em bacias, ficará mais difícil e poderá se tornar mais restrita. “Pode-se ver uma restrição do uso múltiplo das usinas hidrelétricas, porque irá se buscar maior uso dos reservatórios para aumentar a armazenagem e elevar a eficiência do sistema”, avaliou.
Há outra questão a ser observada: grandes usinas hidrelétricas estão e estarão sendo construídas na região Norte, enquanto a maior parte do consumo está concentrada nas regiões Sudeste, Sul e Nordeste. Isso criará a necessidade de transferência de grandes blocos de energia entre as regiões. “Isso aumenta o risco de grandes ocorrências no sistema, cria a necessidade de ampliação dos troncos de transmissão entre regiões e abre a discussão se vale a pena pagar a adoção de sistemas de contingência dupla nas interligações para reduzir os riscos de ocorrências”, observou.
Para Marco Antônio Oliveira, diretor da PSR Consultoria, se o país quiser aumentar a matriz energética com riscos menores, será preciso instalar térmica na base. “Se quiser andar com nível de risco mais baixo, será preciso 15% de térmica. Se olharmos a diferença na geração do período úmido para o seco, você vai ter problema no período seco para operar o sistema. A gente tem que inserir térmicas flexíveis para manter até o nível de participação que ela tem hoje”, defendeu Oliveira.
Ele destacou que as eólicas ganharão espaço na matriz, mas são uma fonte intermitente. “Sua operação é complicada, elas são variáveis, não se pode contar com elas em horários de ponta, porque pode não ventar, por isso teremos de ter mais térmicas”, observou.
Oliveira estima que a demanda por energia elétrica crescerá 3,6% por ano até 2020 e 2,8% anuais entre 2021 e 2030, quando a demanda, hoje em 66 mil MW, deverá pular para 114 mil. Na matriz de 2030, ele estima que 65% sejam gerados por usinas hidrelétricas, 11,4% por plantas eólicas e 12,5% por gás natural.
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“Deverá haver uma perda de 10% da regularização dos reservatórios das hidrelétricas, o que mostra um cenário de volatilidade”, destacou. Entre 2014 e 2017, a consultoria prevê uma oferta apertada no balanço entre oferta e demanda, entre 4% a 6%. “Os preços estarão estressados no mercado livre até o fim da década, porque os reservatórios demoram a se recuperar e as hidrelétricas estão perdendo a capacidade de armazenar água.”
Para o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Altino Ventura Filho, o gás natural irá ampliar sua presença na matriz ao longo dos próximos anos.
A estimativa é de que o insumo energético pule dos atuais 7,8% para 10,4%, enquanto as hidrelétricas deverão perder espaço: caindo dos atuais 77% para 69%. No conjunto das fontes renováveis, além das eólicas, um dos destaques deverá ser a fonte solar, que deverá ter um leilão reserva específico no segundo semestre. De acordo com dados do secretário, as fontes renováveis no mundo corresponderam a 13,4% da matriz de energia em 2013, enquanto no Brasil 40,5% da energia é gerada por fontes não fósseis.
Fonte: Valor Econômico


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RESERVATÓRIOS BAIXOS JÁ AFETAM ENERGIA PRODUZIDA NO BRASIL.

A falta de chuva não afetou apenas o abastecimento de água e o sistema Cantareira, mas também a produção de energia no Brasil. Encerrando o dia de palestras no Fórum de Sustentabilidade, já na tarde desta segunda-feira (2), o ex-reitor da Universidade de São Paulo e atual presidente da Comissão de Sustentabilidade da Fecomercio/SP, José Goldemberg, analisou o perfil energético do Brasil.
Segundo Goldemberg, em 2012, 54% da energia gerada no país era não renovável. As hidrelétricas, acrescentou, ficaram muito vulneráveis a mudanças climáticas, o que fez com que o governo tenha de usar as termelétricas como alternativa.
“Houve uma diminuição no tamanho dos reservatórios de cada hidrelétrica por pressão de ambientalistas, por pressão de movimentos sociais, porque os reservatórios alagam grandes áreas e, principalmente, porque custa caro e as empresas não querem fazer. É conveniente para as empresas não cuidar de seus reservatórios”, disse Goldemberg.
O pesquisador afirmou que desde 1985 houve uma queda na relação entre a produção de energia e a área de reservatórios. Enquanto a potência e a demanda por energia elétrica continuaram crescendo exponencialmente ao longo dos anos, o volume de água disponível cresceu pouco, especialmente depois de 2000.
As termelétricas utilizadas quando a seca atingiu as hidrelétricas nos últimos anos, diz Goldemberg, não são muito confiáveis. “Algumas queimam carvão e petróleo, e não gás, o que não é muito bom para o meio ambiente. Outras operaram no máximo de suas capacidades.”
Em relação a mais recente escassez pela qual o Estado de São Paulo passa, Goldemberg é pessimista. “Sabe Deus o que vai acontecer no final do ano se não chover. A possibilidade de que falte energia elétrica é real, absolutamente real.”
Fonte: Folha Online


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ENERGIA ELÉTRICA – Precisamos conversar sobre os reservatórios.

Precisamos conversar sobre os reservatórios

A opção pelas hidrelétricas a fio d’água nos últimos anos está cobrando um preço alto. Depois da crise, começam a surgir propostas para rever os estudos das bacias para reverter tendência no futuro
Os alicerces da expansão de qualquer matriz energética que se queira sólida e eficiente são fundados em três elementos vitais: segurança, preço competitivo e sustentabilidade. As grandes hidrelétricas, com reservatórios, forneceram essas condições ao longo de todo o século passado ao Brasil. Na última década, porém, o país optou pelas usinas a fio d’água, atendendo a uma demanda pela redução do impacto ambiental. A atual crise energética, no entanto, está levando planejadores e especialistas a repensar essas decisões e retomar o debate sobre os reservatórios.
Praticamente todas as potências econômicas exploram ao máximo seus recursos energéticos, para convertê-los em desenvolvimento e riqueza. É o que os Estados Unidos estão fazendo com o gás não convencional, por exemplo. Ou o que os europeus e a China fizeram com o carvão.
No caso brasileiro, o potencial hídrico para geração elétrica aparece como diferencial, sobretudo de hidrelétricas com reservatórios. Só que, por aqui, a receita não vem sendo aplicada como no exterior. Até 2007, as hidrelétricas tinham uma área alagada média de 0,51 km2 por megawatt instalado. Desde então, esse volume caiu para 0,06 km2/MW.
Com isso, o sistema elétrico nacional está cada vez mais dependente do regime de chuvas, pois sua capacidade de acumular água e regularizar o fornecimento teve um baque acentuado, com a opção pelas usinas sem reservatório. Nos períodos de seca, como o atual, os efeitos dessa mudança ficam mais evidentes.
Atualmente, os reservatórios hidrelétricos, quando cheios, são capazes de garantir a geração por 5,4 meses. Em 2021, projeta-se uma redução para apenas 3,35 meses. Para compensar isso, a solução, empregada desde meados de 2012, é o uso mais intenso da geração térmica, que é mais cara. Somente neste ano, pode chegar a um custo adicional estimado em R$ 20 bilhões.
Além do alto custo, o risco de racionamento coloca à baila novamente o debate sobre usinas com reservatórios versus usinas a fio d’água. Uma questão que precisa de resposta: o país vai abrir mão de vez de sua capacidade de armazenamento, tendo ainda dois terços do potencial hidrelétrico de 250 GW a explorar? Como a maior parte está na região amazônica, fatores ambientais e sociais vão pesar na decisão.
Tanto pela questão das mudanças climáticas, como pelos vários usos da água, como para geração de energia, a ministra do Meio Ambiente, Izabella Teixeira, não tem dúvida de que o país precisa encarar novamente este debate. O caminho indicado por ela envolve o diálogo entre os planejamentos setoriais e o ambiental.
“A área ambiental tem de ter serenidade para um debate com dados técnicos. Preciso de dados na mesa”, indica a ministra, acrescentando que nem toda hidrelétrica construída nos últimos anos exigiria reservatório. “Sou favorável às melhores condições de projetos que combinem menor impacto ambiental com melhor resultado de eficiência energética”, diz.
Propostas na mesa
Um caminho possível é fazer a revisão dos inventários já elaborados e também analisar novas alternativas de divisão de quedas dos cursos d’água estudados. O objetivo da proposta do Comitê Brasileiro de Barragens (CBDB) é reverter a tendência de redução da capacidade de armazenamento dos reservatórios das hidrelétricas planejadas ou em construção, medida que também afeta os outros usos da água, como navegação, irrigação e controle de enchentes.
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“O aumento da capacidade de armazenamento no SIN (Sistema Interligado Nacional) com a construção de usinas com reservatórios passa por uma mudança nas premissas do planejamento da expansão da geração e seus resultados no longo prazo”, comenta Luciano Varella, do CBDB.
A recomendação de revisar os inventários das bacias é um dos pontos da carta que o comitê e outras seis entidades da área de engenharia encaminharam à Presidência da República no final de 2013. Até agora, nada de resposta. E pior: nada de debate.
De 2007 para cá, o país inventariou 13 bacias hidrográficas, localizadas nas regiões Norte, Centro-Oeste e Sul, e identificou 83 aproveitamentos hidrelétricos capazes de adicionar à matriz cerca de 47 mil MW, se tirados da gaveta. O que chama a atenção no que foi inventariado é o tamanho dos reservatórios, a maioria deles com pouca capacidade de armazenamento.
A questão também está no documento “Uma Agenda Positiva para o Setor Elétrico Brasileiro”, relatório técnico preparado pela PSR para o Fórum das Associações do Setor Elétrico (Fase), que também foi entregue ao governo. Além de vencer o preconceito contra as usinas com reservatórios e melhorar a coordenação institucional para que as avaliações sobre custos dos projetos sejam feitas de forma objetiva, o documento indica outros caminhos.
Entre as sugestões estão planejar as usinas com uma visão integrada dos recursos hídricos, a ser feita na fase de estudos de inventário e de viabilidade; e fazer o inventário já com audiências públicas e incluindo alternativas, levando em conta custos e restrições socioambientais.
“A proibição a priori de que se construam novos reservatórios é a pior solução para o país, pois impede o aproveitamento racional de um recurso natural essencial, limitando o potencial de desenvolvimento do país”, aponta o documento da PSR, citando que os três maiores projetos da década – Belo Monte, Santo Antônio e Jirau, que somam cerca de 18 mil MW – não possuem reservatórios de regularização a montante.
Autocensura
Os números não deixam dúvidas sobre o desenho futuro do sistema. Entre 2007 e 2013, 12 hidrelétricas foram licitadas, somando potência total de 22.037,4 MW. Nove delas, entre as quais projetos estruturantes como Santo Antônio (3.150,4 MW), Jirau (3.300 MW) e Belo Monte (11.233,10 MW), são a fio d’água. Somente Baixo Iguaçu, de 350 MW (PR), São Roque, de 135 MW (SC), e Sinop, de 400 MW (MT), têm reservatórios de acumulação.
Isso levanta algumas hipóteses sobre a escolha da melhor alternativa para os projetos. Uma delas é que, em função do embate ambiental, esteja havendo uma autocensura, para descartar logo no nascedouro a opção pelo uso de reservatório. Daí a proposta de revisão de inventários de bacias ser bem-vinda, pois, entre as muitas opções oferecidas por um estudo, pode haver possibilidade de construir uma usina com reservatório.
“Nos rios ainda pouco ou não desenvolvidos, seria salutar revisitar o inventário, a fim de selecionar a alternativa ótima de queda, à luz da visão de que reservatório não é crime”, aponta Jerson Kelman, ex-diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e da Agência Nacional de Águas (ANA).
Outra hipótese é que não se esteja considerando o conceito de aproveitamento ótimo, até mesmo como forma de reduzir o custo do projeto. No entanto, lembra Romeu Rufino, diretor-geral da Aneel, o conceito não é, necessariamente, ter o máximo de aproveitamento de energia.
“Há projetos que, para aproveitar o máximo de energia, teriam de contar com um reservatório muito grande, com impacto ambiental que talvez inviabilize o investimento”, explica Rufino, destacando o desafio de buscar recuperar a capacidade de armazenamento quando se tem de caminhar para a região Amazônica.
Visão equivocada
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Na marcha para a Amazônia, claro, não se pode pensar em reservatórios gigantes, como os de Sobradinho, no rio São Francisco, ou os das usinas de Furnas, no rio Grande, quando a legislação ambiental era bem menos restritiva. Nos locais possíveis de fazer isso, alagando áreas maiores, os impactos socioambientais (em áreas indígenas e de reservas florestais, por exemplo) e os custos tornariam o empreendimento inviável.
Maurício Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), diz que existem possibilidades de construir usinas com reservatórios na Amazônia, mas elas são cada vez menores. Afinal, numa região plana, seria preciso inundar uma área muito grande.
Para ele, esta é uma decisão que não é apenas do setor elétrico, devendo ser analisada por outras óticas, como a ambiental, a social e a econômica. “A sociedade tem de discutir, pois não se pode tomar uma decisão unilateral”, diz Tolmasquim, que vibra quando consegue levar uma usina a fio d’água a leilão.
Aliás, há quem considere equivocada a visão negativa sobre as usinas a fio d’água. É o caso de Roberto d’Araújo, diretor do Ilumina. Para ele, a construção de usinas com reservatórios não vai resolver a atual insegurança hídrica, vivida por conta do rápido esvaziamento dos atuais reservatórios.
“Se conseguir aumentar essa capacidade em 20%, ou seja, um novo reservatório do São Francisco, o sistema volta a ter o conforto que tinha em 2003, que era de seis meses em relação ao consumo”, argumenta d’Araújo, para quem o atual sistema precisa operar com os reservatórios mais cheios. “Isso significa, no fundo, rebaixar todas as garantias físicas, que estão muito altas”, acrescenta.
Fonte: Revista Brasil Energia


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ENERGIA ELÉTRICA – Norte do país tem 60% do potencial hidrelétrico.

Norte tem 60% do potencial hidrelétrico

A Região Norte detém 60% de todo potencial hidrelétrico do Brasil. Mas, segundo o último Plano Nacional de Energia, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), boa parte tem restrições ambientais para exploração. O presidente da EPE, Maurício Tolmasquim, afirma que, para os próximos dez anos, a expectativa é construir cerca de 13 mil megawatts (MW) de energia dentro da Bacia do Amazonas, incluindo São Luiz do Tapajós e Jatobá, no Rio Tapajós.
Tolmasquim afirma que o Norte é a grande fronteira hidrelétrica do País. “Mas essa também é a região com maior riqueza de biodiversidade (de fauna e flora) e com grandes comunidades indígenas.” Segundo ele, o grande desafio é saber que parte do potencial hidrelétrico poderá ser usado sem causar risco ao patrimônio ecológico.
“A tendência é ficar cada vez mais restritivo para a construção de hidrelétricas na Amazônia.” Por isso, a solução será apostar em novas fontes de energia, como as eólicas e as termoelétricas. Tolmasquim explica que a participação das hidrelétricas na matriz energética deverá cair de 69% para 59% nos próximos dez anos. Isso não significa que o País deixará de construir hidrelétricas no País, mas que outras fontes ganharão mais peso no planejamento, diz ele.
O professor da USP, José Goldemberg, ex-secretário de Meio Ambiente de São Paulo, defende a diversificação da matriz elétrica, com o aumento da participação das eólicas e biomassa. “Estão negligenciando o enorme potencial do bagaço de cana na produção de energia elétrica.” Na avaliação dele, no entanto, essa diversificação não significa abandonar a construção de hidrelétrica, mesmo que seja na Amazônia. Mas é preciso ser feito com cuidado, prevendo todas as mitigações possíveis, diz ele. “As compensações precisam ser feitas com planejamento e custam caro.”
Fonte: O Estado de S. Paulo


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ESPERADA QUEDA DO PREÇO DA ENERGIA ELÉTRICA EM JUNHO.

Comercializadores esperam queda em preço da energia no Brasil em junho

A possível chegada do El Niño ao Brasil em junho está animando comercializadores de energia a estimarem queda no preço da energia de curto prazo no próximo mês, já que o fenômeno meteorológico poderá contribuir para estimativas mais positivas de chuvas sobre as hidrelétricas do país.
“A gente espera uma tendência de queda para o PLD –Preço de Liquidação de Diferenças– para cerca de 700 reais por megawatt-hora”, disse o presidente da Bolt Comercializadora, Érico Evaristo, nesta quinta-feira.
Segundo ele, as estimativas do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para junho indicam melhoria nas afluências de chuvas no Sul e em parte do Sudeste, incluindo a bacia do Paranapanema, além de uma desaceleração do consumo de carga de energia. Evaristo acrescenta que o consumo de carga de energia no sistema em maio ficou bem abaixo do previsto pelo ONS.
O ONS realiza previamente reunião com agente do setor elétrico sobre suas estimativas e procedimentos de operação para o mês seguinte e, na sexta-feira, divulga os relatórios com as previsões.
Apesar da melhora das estimativas do modelo do setor elétrico, as chuvas de junho não devem recuperar reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste, região responsável por 70 por cento do armazenamento das hidrelétricas do país.
O nível dos reservatórios das hidrelétricas do Sudeste, que está em 37,42 por cento atualmente, deve terminar o mês ainda por volta dos 37 por cento, segundo previsões da Bolt Comercializadora.
“Chuvas de inverno nunca recuperam reservatórios do Sudeste. Se chover muito no Sul, vai contribuir para que a redução de nível das represas do Sudeste seja menor”, disse.
Segundo Evaristo, o ONS estima que em junho as chuvas do Sudeste sejam de cerca de 83 por cento da média histórica para o mês. No Sul, em 149 por cento da média histórica. Já no Nordeste, as chuvas que chegam aos reservatórios devem ser o equivalente a 48 por cento da média histórica, enquanto no Norte as afluências estimadas são de cerca de 98 por cento da média.
Para que o PLD caia, deve haver redução do Custo Marginal de Operação (CMO), indicando menor despacho de térmicas dentro da ordem de mérito, segundo a qual o ONS aciona usinas das mais baratas para as mais caras.
“Mas eu acho que o ONS vai manter o despacho fora da ordem de mérito, ou seja, mesmo aquelas que tem CVU (custo) acima no CMO”, disse Evaristo.
O ONS divulgará na sexta-feira suas estimativas para junho e os dados serão atualizados semanalmente. A sustentabilidade do PLD num patamar mais baixo só ocorre se o cenário mais favorável estimado continuar ao longo das semanas, já que o modelo é bastante sensível às alterações de previsões.
Para o presidente da comercializadora Trade Energy, Walfrido Ávila, o PLD pode cair até abaixo dos 700 reais, já na semana que vem, diante das condições de chuva. Ele acrescentou, no entanto, que isso é uma possibilidade, que depende de outros fatores como a disponibilidade de térmicas no período, entrada de algumas máquinas em manutenção e etc.
“Mas normalmente falando, o preço tende a cair. Se cair, já cai agora essa semana”, disse ele ao se referir à semana que vem.
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O diretor da consultoria Excelência Energética, Erik Rego, considera que o cenário teve uma melhora e que há tendência, segundo o modelo usado pelo ONS, de redução do risco de déficit de energia.
“Teve uma melhora, mas não sei se a ponto do PLD cair”, disse Rego, acrescentando que espera o preço ainda na faixa dos 800 reais em junho.
O PLD para a primeira semana de junho será divulgado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) também na sexta-feira. Atualmente, o PLD médio está em 817,05 reais por MWh para todos os mercados do país.
Fonte: Reuters


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ENERGIA ELÉTRICA – O blefe da oposição.

A oposição e seus aparelhos políticos – centros de estudos, entidades empresariais do setor elétrico e consultores -, difundem a ideia que a falta de planejamento e de investimentos dos governos dos presidentes Lula e Dilma Rousseff expõe o país ao risco de racionamento de energia. Escondem da cidadania informações e dados preciosos, que com certeza têm, e que comprovam o contrário.

Mais grave é afirmarem que a matriz energética brasileira está ultrapassada, “suja” pelo acionamento das termelétricas. Espera um pouco! Não há crise energética resultante de incapacidade de geração coisa nenhuma, ao contrário do que aconteceu em 2001, quando o país enfrentou o último racionamento de energia, de mais de um ano entre 2001 e 2002, decretdo pelo governo tucano de Fernando Henrique Cardoso.

O que há, agora, é a maior estiagem das últimas décadas. Como pode constatar, aliás, o cidadão paulista pela falta de água que levou ao racionamento na Capital, Grande São Paulo e municípios do entorno. E que, no caso de são Paulo, por mais que o governo Geraldo Alckmin tente jogar a culpa nas costas de são Pedro, na falta de chuvas é, também, pela falta de investimentos, obras e medidas preventivas que foram propostas pelos técnicos há cinco anos para impedir que o Sistema Cantereira secasse, e que foram engavetados pelos governos tucanos de Alckmin e de José Serra.

Estiagem obrigou país a acionar termoelétricas

Pois bem, a mais longa estiagem enfrentada pelo país em décadas e décadas, foi que obrigou o sistema de operação da rede nacional de energia a acionar as termelétricas que realmente são mais caras e poluentes que as hidrelétricas. Já o apagão de 2001/2002 no governo tucano foi ocasionado por incapacidade de geração e por falta de investimentos em novas hidrelétricas e em transmissão, o que impossibilitou transferência da energia em excesso em uma região para a outra.

Hoje a realidade é totalmente diferente. O sistema está interligado nacionalmente e a geração de energia no país,  que era de 74.800mw em 2001, hoje é de 122.900mw. Em 2001 o risco de déficit energético era de 44% nas regiões Norte e 29% na Sudoeste, onde hoje é de 2% e 7%, respectivamente.

Neste exato momento o país constrói nove hidrelétricas – entre as quais as gigantes de Belo Monte, no Pará, e Santo Antônio e Jirau, em Rondônia; 6 termelétricas; 140 eólicas; e cinco pequenas centrais elétricas. Apenas as três novas hidrelétricas maiores em construção, Jirau com 3.750mw, Santo Antônio com 3.150mw e Belo Monte com 11,233mw, mais as demais obras do PAC 2 no setor energético acrescentam ao sistema 26.784mw.

Energia não ficou mais cara por causa de regulação do setor

A energia não ficou mais cara em decorrência da nova regulação do setor, por causa do fim de inúmeras concessões. Este fim, inclusive permitiu uma redução de até 20% nas tarifas,  já que os investimentos daquelas hidrelétricas já estavam amortizados e, portanto, não haveria porque continuar lançando os custos deles no cálculo de suas tarifas.

Ficou mais cara porque a energia das termoelétrica tem mais alto custo e porque, com a privatização e desregulamentação da era tucana, criou-se um mercado livre de energia onde os preços dispararam com a estiagem.

É bom recordar que o apagão de 2001/2002, da era FHC / PSDB, agravou o desemprego que foi para 12,2% em 2002 e hoje é de 4,9%. E agravou a inflação, que era de 12,5% em 2002 e hoje é de 5,9%. E precisamos todos nos lembrar que aquele apagão foi resultado da falta de investimentos em geração e transmissão, já que preparavam todo o sistema para a privatização.

A verdade que tucanos e mídia querem que o país desconheça e esqueça.

Não se pode esquecer, ainda, de jeito nenhum, que a gestão tucana construiu as termoelétricas, mas não fez os investimentos para aumentar a produção e importação de gás para movê-las. Daí que, por anos e anos, pagamos bilhões e bilhões de reais ao ano por uma energia não produzida. Bilhões e bilhões de reais ao ano, repetimos, para algumas empresas numa autêntica e cabal demonstração de ineficiência e incompetência, misturadas com uma deliberação política de não investir para poder privatizar tudo.

Hoje o país tem gás, já que a Petrobras produz mais de 100 milhões de metros cúbicos/ano, três vezes mais que em 2003 e investiu durante nossos governos R$ 38 bi na produção de gás e usinas de gasificação do gás importado  Eis aí uma verdade – a verdade que os tucanos e a mídia, sua aliada, querem que o país desconheça e esqueça.


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ENERGIA ELÉTRICA – Importância de novas hidrelétricas com reservatórios.

Governo admite que, sem construir barragens, matriz energética muda

Pela primeira vez, o governo federal admite que, sem poder construir novas hidrelétricas com reservatórios, terá que recorrer a usinas térmicas como nuclear, a carvão e a gás natural para operar na base do sistema, ou seja, de forma permanente, para garantir a segurança energética do País no futuro. O anúncio foi feito na semana passada pelo secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME), Altino Ventura.
Com isso, em meio à crise do setor elétrico, a matriz energética brasileira, uma das mais limpas do mundo, tende a se tornar mais suja nas próximas décadas, principalmente com o avanço das usinas a carvão. Somente nos últimos cinco anos, a geração térmica, operando hoje a plena carga devido aos níveis baixos dos reservatórios, subiu de 7,09% do consumo total para 23,1%, um aumento superior a três vezes. Além disso, a nuclear, com Angra 1 e 2, subiu de 2,55% para 3,24%, segundo dados do Operador Nacional do Sistema (ONS).
Na contramão do mundo, que cada vez mais busca fontes renováveis, o Brasil passará a ter as usinas nucleares, a carvão mineral e a gás natural na base para garantir o fornecimento de energia junto com as usinas hidrelétricas, confirmou o secretário Ventura. Segundo o executivo, ficará muito claro no Plano Nacional de Energia 2050, que o MME está desenvolvendo, a necessidade da utilização de energia nuclear para operar na base do sistema, ou seja, não de forma complementar como são hoje a maioria das usinas térmicas a gás ou a óleo e de biomassa, entre outras.
Assim, a expectativa é de uma mudança mais radical a longo prazo na estrutura da matriz elétrica brasileira. “Em algum momento, o Plano Decenal, quando chegar próximo a 2025, não terá mais (novas) hidrelétricas, e nesse momento o Brasil terá que buscar outras soluções, que não é só a nuclear, tem gás natural e carvão mineral”, destacou Ventura.
Assim, segundo o secretário, após 2025, o Brasil vai passar por uma transição, de uma expansão majoritariamente hidrelétrica para térmicas de base com custo de combustível baixo. Érico Evaristo, presidente da Bolt Comercializadora, afirma que o Brasil já é classificado como um país hidrotérmico. “Por questões ambientais não são construídas mais hidrelétricas com reservatórios e sim apenas as chamadas a fio d’água, que só geram energia no período úmido. Então, por uma questão energética, a solução são as térmicas, já que, nos últimos dez anos, a capacidade de armazenar água nos reservatórios é praticamente a mesma no País”, disse Evaristo.
Segundo Ventura, nesse horizonte, após 2015 o Brasil vai passar a próxima década em uma transição de uma expansão majoritariamente hidrelétrica para térmicas de base com custo de combustível baixo. “Claro que vamos complementar esse programa térmico com as fontes renováveis como a eólica, o bagaço de cana, a solar, que certamente terão seu espaço. E essas fontes alternativas, novas, terão um papel importante complementar, pois não se imagina atender o mercado de energia brasileiro só com essas fontes. Tem que ter uma fonte de base, que são as térmicas”, afirmou o secretário.
Ventura disse também que o governo federal continua trabalhando com a previsão de construir mais quatro usinas nucleares, de 1 mil megawatts (MW) de potência cada uma, até 2030. Ele afirma que já é certo que até 2015 o País não terá novas centrais nucleares além das atuais Angra 1, Angra 2 e de Angra 3, esta última ainda em construção. Mas o governo continua realizando estudos para detalhar, entre outras coisas, qual será a nova tecnologia que terá utilização para as próximas centrais, que serão importantes para o suprimento de energia para o Brasil no longo prazo.
Os locais para a possível localização das novas usinas nucleares já estão escolhidos e ficam no Nordeste, Sudeste e também na região Sul. De acordo com o secretário, a partir da decisão do governo federal em retomar a construção de novas usinas, todos esses estudos de tecnologia e licenciamentos seriam intensificados para a usina entrar em operação 10 anos após essa decisão.
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Ventura lembra, no entanto, que governo federal e Congresso Nacional precisam aprovar as novas construções.
Fonte: Jornal do Comércio (Rio Grande do Sul)


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ENERGIA ELÉTRICA – Reservatórios de menos.

Ontem, o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Hermes Chipp, reconheceu que o problema não está na simples falta de chuvas, desculpa a que vem se aferrando o restante do governo Dilma. Está na falta estrutural de capacidade de geração e de transmissão de energia.
Esta não é uma encrenca que começou ontem, é verdade, mas sua solução não obteve nenhum encaminhamento decisivo neste governo.
“Está ficando cada vez mais difícil e estressante operar o sistema”, disse o operador. “Não há reservatórios e, com isso, há mais geração térmica. E (isso não acontece) apenas neste ano, mas também em anos com uma hidrologia próxima da média.” Não há reservatórios porque o consumo está crescendo acima da reposição dos estoques dos reservatórios. Em apenas oito anos, de 2004 a 2012, caiu em 17% a capacidade de armazenamento de água nas represas hidrelétricas do Brasil.
Chipp não disse nenhuma novidade. Os especialistas no tema têm advertido há anos para as vulnerabilidades do setor. Mas o governo as vem ignorando, seja porque confiou demais na geração hidrelétrica, seja porque fez opções erradas. Uma dessas opções foi ter enveredado por políticas de redução de preços que desembocaram na forte dependência de geração térmica, a custos quatro vezes mais altos do que os da geração hidrelétrica. No momento, nada menos que 30% da energia elétrica produzida no Brasil exige queima ou de gás natural, ou de óleo diesel, ou de óleo combustível, insumos que oneram a balança comercial. Só nesta atual temporada de acionamento das térmicas, o custo dos combustíveis equivale aos investimentos nas hidrelétricas do Rio Madeira, calculou Roberto Pereira D’Araujo, diretor do Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Elétrico, em artigo recente no jornal Valor.
Embora pudessem atenuar as atuais agruras, a solução não está na improvisação de medidas de racionamento de energia elétrica que, no momento, talvez nem se torne necessário, nem equacionaria um problema estrutural. Está em repensar a matriz energética, excessivamente dependente de um bom regime de chuvas ou de importação de combustíveis. Esta é uma prioridade que vinha se impondo e sendo sistematicamente ignorada desde a crise de 2001.
As crescentes dificuldades técnicas e ambientais impostas na construção de novos reservatórios na Amazônia, onde ainda há potencial hidrelétrico a explorar, impõem o aproveitamento de potenciais renováveis (energia eólica, solar e biomassa), que poderiam reduzir o problema, mas não resolvê-lo definitivamente.
Tudo indica que não sobrará saída senão desenvolver a produção de gás natural de xisto. É por esse caminho que os Estados Unidos vêm chegando rapidamente à atual revolução energética, que está produzindo cada quilowatt/hora a custos que são apenas uma fração dos custos do gás convencional.
O primeiro leilão de concessão destinado à produção desse tipo de gás no Brasil aconteceu em novembro de 2013, mas a atividade continua sujeita a incertezas regulatórias e à falta de sentido de urgência das autoridades do setor.
Fonte: O Estado de S. Paulo


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ENERGIA ELÉTRICA – AINDA A GRANDEZA DE ITAIPU

Ainda a grandeza de Itaipu

Por Antonio Dias Leite*

Acompanho a história de Itaipu há mais de quarenta anos. Na qualidade de ministro de Minas e Energia, tive a incumbência de apresentar o Tratado de Itaipu ao Congresso Nacional, no dia 24 de maio de 1973, e atender aos questionamentos feitos por 32 parlamentares. (Diário do Congresso Nacional, secção I, 3.06.73, p. 3743-3750).
Aqui no Valor (14/8/2009), escrevi artigo no qual analisei mais uma reivindicação do governo do Paraguai quanto às bases econômicas do Tratado de 26 de abril de 1973. Antes disso, o governo brasileiro já atendera solicitações recorrentes do Paraguai para que não fossem alterados o texto e o espírito desse documento e que resultou em significativos benefícios para o país vizinho. E agora fomos surpreendidos há pouco tempo com novo e inusitado episódio, originado com o relatório de uma entidade estranha aos dois países. Como sobrevivente, devo analisá-lo.
O estudo em questão, “Aprovechamiento de la Energía Hidroeléctrica del Paraguay para el Desarrollo Económico Sustentable”, foi preparado por entidade intitulada Vale Columbia Center on Sustainable International Investment (VCC), ligada ao Earth Institute da Universidade de Columbia, em Nova York, que tem como diretor o economista americano Jeffrey Sachs. O site dessa entidade explica que o trabalho resulta de pedido de aconselhamento feito pelo Ministério das Finanças do Paraguai a respeito da forma de alavancar a sua energia hidrelétrica, com o propósito de desenvolver a respectiva economia de forma sustentável.
Parte do estudo, dedicada ao empreendimento da usina hidrelétrica Itaipu Binacional, retoma questionamentos e contém propostas concentradas nas controvérsias da dívida e da tarifa, desprezando ou demonstrando desconhecimento das condições prevalecentes à época em que foram discutidas as bases originais do Tratado de 1973, bem como as vicissitudes econômicas e financeiras do mundo real nos últimos quarenta anos. Essa parte do estudo, que mais parece um exercício intelectual do que uma contribuição realista, já foi examinada e criticada por vários conhecedores de Itaipu, inclusive pela própria direção da Binacional, por meio de comentários enviados à VCC, no prazo por ela estipulado, 15 de julho. A história é longa e não é simples.
Retornando no tempo. Procurava-se entendimento entre dois países soberanos, detentores de recurso natural compartilhado, que haveriam de ser tratados como iguais. Não obstante, era impossível deixar de reconhecer as disparidades no tocante à experiência na condução de empreendimentos de grande vulto; ao tamanho da demanda por eletricidade e quanto à capacidade de assumir responsabilidades financeiras na construção da maior hidrelétrica do mundo. Na ocasião, o Brasil tinha dimensão econômica muitas vezes maior que a do Paraguai. Essas condições foram determinantes na construção de um formato institucional e um arcabouço jurídico originais. Assim, Itaipu constituiu-se em um empreendimento energético singular, que transformou o Paraguai no único país do mundo a ter suprimento de eletricidade assegurado no longo prazo, sem investir recurso próprio algum.
À época do Tratado, a disparidade financeira foi contornada mediante constituição de um capital mínimo, quase simbólico, de modo que o Paraguai tivesse condições para integralizá-lo. O investimento foi realizado com empréstimos garantidos pelo Tesouro Nacional brasileiro. A viabilidade da contratação desses financiamentos no exterior se sustentou no compromisso da aquisição, conjunta ou separadamente, do total da potência instalada pelos dois países.
A disparidade da demanda de energia exigiu o estabelecimento de regras relativas à destinação da parte que cabia ao Paraguai e que excedesse o próprio consumo. Foi reconhecido o direito de cada uma das partes contratantes de aquisição da energia não utilizada pela outra parte, firmando-se o valor a ser pago pela cessão dessa energia. No contexto do Tratado, a obrigação de compra da
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totalidade da energia e a preferência de aquisição do excedente paraguaio são inseparáveis. O governo do Paraguai recebe indenização por essa cessão.
Quanto ao sistema tarifário, a ideia central era o reconhecimento do caráter não repetitivo do empreendimento. Tratava-se do equilíbrio econômico de uma única usina hidrelétrica e de sua operação durante longa vida útil previsível. Optou-se pelo regime de caixa. Itaipu teria que equilibrar receitas e desembolsos, nestes últimos compreendidos os custos operacionais; o pagamento às partes contratantes de rendimentos de 12% sobre o pequeno capital social; as amortizações e os encargos financeiros relativos aos empréstimos contraídos; os royalties devidos aos governos pelo uso do recurso natural compartilhado; além de outros itens de menor significado. Ao longo das primeiras décadas de vida as tarifas resultantes foram consideradas ora baratas ora caras, avaliadas pelas partes mediante critérios variados.
Lançado por Jeffrey Sachs em meio à crise política no Paraguai, o relatório, no que diz respeito às suas consequências para o relacionamento Brasil-Paraguai em torno de Itaipu, foi um episódio negativo que é melhor esquecer.
*Antonio Dias Leite, professor emérito da Universidade Federal do Rio de Janeiro, era ministro de Minas e Energia à época do Tratado de Itaipu.
Fonte: Valor Econômico