Setor volta a debater a necessidade de nova capacidade de armazenamento de água, no momento em que as novas hidrelétricas são projetadas a fio d’água
Alexandre Canazio, da Agência CanalEnergia, Reportagem Especial – 28/01/2011
Quatro grandes usinas hidrelétricas foram leiloadas pelo governo nos últimos quatro anos: Santo Antônio (3.150 MW), Jirau (3.450 MW), Belo Monte (11.233 MW) e Teles Pires (1.820 MW). Essas usinas juntas vão adicionar 19.503 MW ao sistema nesta década. Chamadas de projetos estruturantes, elas também são uma novidade no sistema elétrico brasileiro, não pelo tamanho, mas pela ausência de reservatórios de regulação. Esses projetos são a fio d’água. E as próximas hidrelétricas, como as do rio Tapajós e outras do Teles Pires, seguirão o mesmo modelo. Essa tendência vai mudar a operação do Sistema Interligado Nacional e tem mexido com o setor. Agentes têm pedido a volta dos reservatórios, com capacidade de acumulação de água, diante de uma grande resistência dos ambientalistas frente ao avanço desses empreendimentos rumo a Amazônia.
Considerada a caixa d’água do país, a região Sudeste concentra 70% da capacidade de reservação do setor elétrico nacional. A maioria das usinas da região foram construídas entre os anos 1950 e 1990, superando desafios técnicos, mas sem as cobranças ambientais atuais tanto de organismos, como previsto pela legislação em vigor. A região Nordeste tem em Sobradinho seu maior reservatório, assim como no Norte, Tucuruí é a referência. A região Sul, em decorrência das características físicas, não tem grandes reservatórios de regulação.
O governo já identificou as dificuldades de conseguir colocar novas hidrelétricas com reservatórios no planejamento. “Essa questão do reservatório de regulação, realmente, do ponto de vista energético, faz falta. Agora, tem alguns problemas, justamente, de conseguir a licença nesses casos. Na Amazônia, não tem muitas usinas que se justificassem grandes reservatórios, porque a região é formada por planaltos”, disse Mauricio Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética, em entrevista concedida em dezembro à Agência CanalEnergia. Ele salientou que seriam necessários grandes diques para fazer os reservatórios na região. “De qualquer maneira não tem tantas usinas que se pudesse fazer grandes reservatórios no Brasil”, completou o executivo, afirmando que a maioria dos projetos “não justificaria o reservatório”.
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Projetos sem reservatórios
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Hermes Chipp, diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, disse que a volta dos projetos com reservatórios poderia diminuir os custos de operação do sistema. “Vejo que temos que buscar um correto ponto de equilíbrio, com cada um compreendendo melhor o problema do outro, tendo um decisor maior, como o governo procura fazer através da Casa Civil”, disse o executivo, também em entrevista concedida em dezembro à Agência CanalEnergia. Ele, como Tolmasquim, vê no processo de licenciamento dos projetos um empecilho ao retorno dos reservatórios de regulação. Para Chipp, o processo decisório deveria ser levado a uma instância maior para se encontrar um ponto de equilíbrio. “Talvez não usinas feitas como antigamente, mas um meio-termo, de modo que o custo de operação e o planejamento atendam melhor o consumidor”, sublinhou.
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Buscar um meio termo
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O posicionamento do governo de descartar logo no planejamento a construção de reservatório encontra resistência em Mario Veiga, sócio-diretor da PSR Consultoria. Para o especialista, está sendo imposto ao setor elétrico um prejuízo difícil de ser dimensionado na medida que não se sabe, do lado ambiental, quais são os reais impactos ambientais causados pela possível construção de reservatórios. “Está muito claro para o setor elétrico porque os reservatórios são benéficos e você pode quantificar esse benefício. E não está nada claro para o setor elétrico, porque isso na prática é uma imposição, de quais são os custos ambientais. O assunto é tratado de maneira impositiva. Causa preocupação porque teremos relações benefício-custo, que não são as melhores”, avalia Veiga.
Os reservatórios, em um sistema dominantemente hidrelétrico como o brasileiro, possibilitam atenuar os efeitos da variação das vazões, principalmente, durante a passagem do período úmido para o período seco. Veiga lembra que, com as mudanças climáticas, a variabilidade das vazões deve crescer e, que, sem novos reservatórios, os efeitos desse fenômeno devem ser mais sentidos pelo sistema. Com isso, as termelétricas deverão ser mais acionadas pelo ONS. O Plano Decenal de Energia 2019 prevê uma expansão de apenas de 11% da capacidade de armazenamento, contra um aumento da capacidade instalada de 61% das novas usinas. Segundo o documento, essas usinas estarão localizadas em bacias ainda inexploradas, para as quais não há previsão de instalação de usinas com reservatórios de regularização das vazões afluentes.
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Aumento da variabilidade das vazões |
O próprio PDE chama a atenção para “a necessidade de valorizar e se buscar a viabilização de usinas com capacidade de regularização, de forma a tornar flexível a operação dos reservatórios atualmente instalados no sistema e minimizar o despacho de termelétricas, tanto com vistas à redução do custo total de operação, como para a diminuição das emissões de gases do efeito estufa”. O PDE 2019 prevê a expansão da capacidade instalada hídrica de 82 GW, em 2009, para 117 GW. O sistema, como um todo, terá um aumento de 103.598 GW para 167.078 GW. A região Sudeste terá redução de participação na capacidade instalada do país de 60% para 46%, enquanto a região Norte terá uma alta de 10% para 24%.
Veiga disse que o planejador não deveria retirar a possibilidade de construir uma hidrelétrica com reservatório. “Tendência péssima [de não discutir a possibilidade], pois começa numa posição meio derrotista. Ou não vai ser aprovado ou vai se transformar numa confusão tão grande, que não faço o melhor projeto. Essa posição é ruim para o país”, constatou o consultor. Com posição similar, João Carlos Mello, presidente da consultoria Andrade & Canellas, acredita que está na hora de se rediscutir o assunto. “Entre o que era e o que é hoje deveria haver um meio termo. Deveria se aplicar a melhor técnica de engenharia para não ter uma área alagada grande e atender o sistema em termo de energia. Isso virou. Todas as usinas são a fio d’água. As próximas vão ter uma capacidade de armazenamento baixo”, salientou.
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Hora de discutir os projetos João Carlos Mello, da Andrade & Canellas |
Mas a volta dos reservatórios não é uma unanimidade no setor. Raimundo Batista, presidente da Enecel Energia, acredita que o país não tem mais como desenvolver novos projetos com reservatórios como os feitos em Minas Gerais e São Paulo em meados do século XX. “Não temos como desenvolver bacias hidrográficas com as características das de Minas e São Paulo porque não adianta colocar grandes reservatórios a montante de nada. Precisa colocar grandes reservatórios a montante de várias usinas para que a água supervalorize na cascata como um todo”, afirmou o executivo, acrescentando ainda que o país não precisa de grandes reservatórios. Ele disse que as novas usinas compensam a falta de reservação com uma maior motorização. É o que acontece com as usinas do rio Madeira e de Belo Monte, que terão mais de 40 turbinas para aproveitar a vazão na época de cheia dos rios.
Santo Antônio e Jirau estão com projetos de ampliação da capacidade instalada tramitando na Agência Nacional de Energia Elétrica. As usinas têm em seus projetos originais 44 máquinas, que poderão chegar a 50, no caso de Jirau, em sendo, o pleito, aprovado pela Aneel. As característcas dessas usinas se justificam pelo tamanho dos reservatórios. Em Santo Antônio, a área inundada será equivale a 0,09 km² por MW; e em Jirau, será de 0,08 km²/MW. Na usina de Belo Monte, serão 0,04 km²/MW, contra uma média de 0,49 km²/MW da média nacional de área alagada. “Daqui para frente teremos nossas usinas hidrelétricas, que forem interligadas ao sistema, cada vez mais com baixo fator de capacidade e alta motorização. Então, a relação entre potência e produção média vai ter um valor de produção sobre potência menor 40%. A tendência seria motorizar mais para evitar reservatório, que tem restrição”, explicou Batista.
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Alta motorização
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Mesmo sem os reservatórios, as usinas hidrelétricas têm enfrentado processos de licenciamento ambiental demorados e difíceis. Somente esta semana, Belo Monte, por exemplo, conseguiu a licença para supressão de vegetação para a mobilização do canteiro de obras. A licença de instalação definitiva está prevista apenas para fevereiro pelo Ministério de Minas e Energia. “A gente sempre disse que o problema não são as hidrelétricas, mas o local onde elas são instaladas”, pondera Ricardo Baitelo, coordenador da Campanha de Energia do Greenpeace. A organização não-governamental ambiental vê as hidrelétricas como uma possibilidade de energia limpa, frente às outras fontes a partir de combustiveis fósseis e nuclear. Baitelo, contudo, afirmou que, mesmo sem o reservatório, as hidrelétricas têm uma série de impactos socioambientais e técnicos. “Elas estão distantes dos reais centros de consumo, além do desmatamento, que não é pequeno ao construir hidrelétricas na Amazônia”, completa.
O Greenpeace defende que a demanda nacional pode ser atendida pelos atuais reservatórios do país, com a introdução de outras fontes renováveis, como eólicas, biomassa e solar. ” A gente sempre teve um discussão forte entre energia de base e de ponta. Realmente chegou a hora de ampliar e dar um passo nessa discussão para se ter um grid onde se aproveite todas as energias”, aconselhou Baitelo. A organização internacional lançou este mês um estudo mostrando que a Europa pode ser 100% atendida por energia renovável até 2050. O coordenador brasileiro acredita que algo similar possa acontecer no país, em menos tempo, já que 88% da matriz elétrica, atualmente, é renovável, contra 20% na Europa.
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Reservatórios atuais atendem demanda |
“Dá para equilibrar sem dúvida nenhuma. Dá para complementar com eólica e biomassa. Em alguns casos, o Greenpeace admite, por um prazo transitório, o uso de gás natural”, afirmou. Contudo, os especialistas do setor elétrico veem o atual quadro, de poucos reservatórios, levando para um aumento do despacho de termelétricas. Isso porque o país vive uma conjunção de fatores operacionais: a diminuição da capacidade de reservação, aumento da demanda de energia e do parque termelétrico. “Vai ter que colocar mais linhas de transmissão e ter mais usina térmica para firmar a energia. Isso encarece a energia”, diz João Carlos Mello, da Andrade & Canellas.
Para Mario Veiga, da PSR, essa nova realidade vai mudar o modo de operar o sistema. “A operação vai ser mais no dia a dia. Teremos sustos crescentes. Vai ser necessário usar mais térmicas”, confirma o executivo. Veiga disse ainda que há um limite para atendimento da demanda pelas fontes alternativas, como eólica e biomassa. “Porque as hidrelétricas com reservatórios e as usinas termelétricas são despacháveis, enquanto que as usinas eólicas e de biomassa e as PCHs não são despacháveis. Elas vão produzir apenas o que o vento soprar, o que a cana moer ou que a água chegar”, continuou Veiga, que ressaltou que o ONS deve ter um leque de recursos que podem ser efetivamente controlados. “No momento, que só tem usinas a fio d’água, eólicas e biomassa perco totalmente o controle do sistema, o que é algo perigoso”, completou.
A relação entre a energia que pode ser armazenada e a energia afluente está caindo. Atualmente, ela está em 0,4 e, em 2020, com as novas usinas recua para 0,3. “Quanto maior a razão entre a energia que pode ser amarzenada e a energia afluente, mais reservatório eu tenho”, afirmou Veiga, lembrando que, dependendo do que mais for colocado no sistema, a relação pode cair ainda mais no futuro. “Belo Monte e Madeira têm variabilidade imensa [de vazão]. Vai ter que usar os reservatórios atuais. Isso torna o mercado mais incerto”, contou.
As termelétricas, que foram vencedoras de leilões em 2007 e 2008, já começaram a entrar no sistema e virão com mais força até 2015. As unidades são a gás natural, óleo combustível e nuclear, no caso de Angra 3 (RJ-1.405 MW). “A operação fica mais complexa do que é hoje. É necessário fazer uma gestão e controle de reservatório. Isso torna a vida do operador mais complicada”, analisou João Mello. Raimundo Batista, da Enecel, chama a atenção para a situação dos reservatórios, que está passando de um atendimento plurianual para anual. “O planejamento da operação e da expansão merecem discussão”, disse o executivo, que trabalhou em planejamento do setor por 22 anos. Esse alerta tem sido reiterado por Hermes Chipp em diversas ocasiões.
Os especialistas concordam que está na hora de discutir a situação para saber qual a decisão da sociedade sobre como será feito o suprimento. “Na minha leitura, a sociedade brasileira tem que discutir o que quer. Tem que ser um debate mais amplo feito pela sociedade brasileira, capitaneado pelo governo. Esse debate é fundamental. É preciso debater de maneira fria e tecnicamente esse desafio”, sugeriu João Mello. Para Ricardo Baitelo, do Greenpeace, esse é o momento ideal para se discutir o sistema como um todo. “O Brasil tem condições invejáveis de ter um mix diversificado. Não precisa ter um modelo importado hidrotérmico”, afirmou.
Para Raimundo Batista, da Enecel, é preciso o planejamento se adaptar à nova realidade do sistema. “O planejamento brasileiro tem que trabalhar dentro dessa nova realidade. E fazer o mix da matriz energética. E fazer outras usinas, inclusive, de origem térmica para fazer complementação”, disse. Mario Veiga, da PSR, acredita que está na hora de se calcular o prejuízo ambiental causado por um reservatório. “A questão é pertinente. Incomoda ao setor elétrico que não seja explicitada a relação benefício-custo. Se o benefício ambiental de manter um reservatório menor for maior do que o custo que causa ao setor elétrico, é a vida”, afirmou.
