Notícia

Gazeta Mercantil

Seca ameaça a geração de energia

Publicado em 16 junho 1999

Por Jorge Ferreira - de São Paulo
A seca em regiões estratégicas para o sistema elétrico está preocupando os técnicos do Operador Nacional do Sistema (ONS). Os principais reservatórios do Nordeste acham-se com menos da metade de sua capacidade e poderão estar em outubro e novembro (com a menor vazão do rio São Francisco) em situação crítica. Apesar disso, o ONS descarta qualquer hipótese de racionamento neste ano, mas avisa que o abastecimento em 2000 vai depender das chuvas entre outubro e março. Secas ameaçam a geração de energia elétrica Jorge Ferreira - de São Paulo Reservatórios da Região Nordeste estão de 25% a 40% mais baixos do que em 1998 e previsões meteorológicas são desfavoráveis A escassez de chuvas em regiões estratégicas para o sistema elétrico está preocupando os técnicos do Operador Nacional do Sistema (ONS), que se reuniram na semana passada para avaliar a situação. Na sexta-feira, o diretor-geral do órgão, Mário Santos, esteve com o ministro das Minas e Energia, Rodolpho Tourinho, para apresentar as conclusões. A situação mais preocupante é a do Nordeste. A energia armazenada (quantidade de água) nos principais reservatórios - represas de Três Marias e Sobradinho, na Bacia do São Francisco, que representam 90% da capacidade de armazenamento - estava abaixo de 50% no dia 6 de junho e a afluência (entrada de água) muito abaixo da defluência (escoamento). No sistema interligado Norte/Nordeste, a energia armazenada este ano vem acompanhando a curva de 1998, mas em um nível 25% a 40% inferior. Mantendo este comportamento, chegará em outubro e novembro em situação crítica. "Esse é o período de menor vazão do São Francisco, quando começa um novo ciclo hidrológico", explica Paulo de Tarso da Costa, diretor de operações do Companhia Hidrelétrica do São Francisco. Para piorar, as previsões climáticas do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (Inpe) não são animadoras. Com a aproximação do inverno, observou-se uma queda acentuada das chuvas nas regiões Centro-Oeste e Sudeste. "Cerca de 80% da água aproveitada para geração no Nordeste vem do alto São Francisco, por isso o regime de chuvas no Sudeste é muito mais importante do que o do próprio Nordeste", explica Santos, do ONS. Segundo o chefe do Centro de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos (Ceptec) do Inpe, Carlos Nobre, a regiões Sudeste e Centro-Oeste têm previsibilidade muito baixa, o que impede uma antevisão segura. "O que se pode dizer é que nessas regiões o inverno tem característica seca, com baixa umidade relativa do ar e pouca ocorrência de chuvas", diz. "Se realmente continuar chovendo menos do que no ano passado a situação pode ficar muito ruim", prevê o professor Maurício Tolmasquim, do Instituto de Pós-Graduação e Pesquisa da Universidade Federal do Rio de Janeiro. Ele destaca que o Plano Decenal 1998/2007 da Eletrobrás previa riscos de déficit muito superiores à "margem adequada" de 5%. "Para o sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste o cenário mais favorável indicava 9,9% de risco este ano", lembra. O Nordeste já vem sendo suprido com 700 megawatts (MW) de energia da região Norte - a represa de Tucuruí está com mais de 100% de volume útil e sendo obrigada a verter água (liberar sem aproveitamento energético). "Mantidas as condições atuais de oferta e demanda, com importação dos 700 MW e com Três Marias liberando pelo menos 550 m3 de água por segundo até o final do ano não há risco de racionamento", garante Paulo de Tarso, da Chesf. No dia 6, Três Marias (primeira barragem do São Francisco) estava liberando apenas 578 m3. Embora admita a redução das reservas energéticas - devido às afluências menores provocadas pelo fenômeno meteorológico La Nina e por um crescimento do mercado acima do esperado-, o diretor do ONS também afasta qualquer hipótese de racionamento este ano. A previsão é de que os reservatórios nordestinos cheguem a 31 de outubro com 25% de sua capacidade, em média. Para o próximo ano, no entanto, o ONS alerta que o abastecimento vai depender das precipitações que serão verificadas entre outubro e março (período de chuvas). O risco de déficit de energia no sistema Norte/Nordeste foi calculado em 12,6% e no Sul/Sudeste/Centro-Oeste, em 7,6%. Estudo sugere mudança no gerenciamento? Carlos Rodrigues - de São Paulo O Brasil pode aumentar sua produção de energia elétrica em pelo menos 3% sem que para isso seja preciso fazer grandes investimentos na construção de novas usinas hidrelétricas. E o que mostra o estudo "Planejamento da Operação de Sistemas de Energia Elétrica Predominantemente Hidrelétricos", realizado pela Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Estadual de Campinas (Unicamp). Com o regerenciamento das usinas, o Brasil teria capacidade para produzir continuamente mais mil megawatts (MW) de energia, segundo o estudo. Uma produção superior a da usina Porto Primavera, inaugurada este ano no Paraná, e que seria suficiente para atender uma média de 7,3 milhões de consumidores residenciais que utilizam 100 quilowatts por hora (kW/h) ao mês. O aumento de produtividade ainda reduziria o risco de racionamento nos próximos anos. O País teria também vantagens ambientais, já que o regerenciamento reduziria a necessidade de alagamento de rios ou lagos. O crescimento de 3% na produção pode parecer pouco, mas, somente para se ter uma idéia, a previsão da Associação Brasileira de Concessionárias de Energia Elétrica (Abce) é que o Brasil precise desembolsar US$ 7 bilhões anuais até 2007 - em investimentos em infra-estrutura e modernização da rede - para suprir um crescimento de 5% na geração de energia. "Descobrimos que não vamos ter gastos para conseguir esse ganho porque vamos utilizar mais eficientemente a estrutura existente", diz Secundino Soares Filho, coordenador da pesquisa, que estuda o assunto desde o início dos anos 80.0 ganho de produção apontado pela pesquisa evitaria que o País precisasse fazer investimentos da ordem de US$ 3,6 bilhões em novas usinas e linhas de produção, além de reduzir os gastos com a produção de energia termelétrica. Segundo o pesquisador, a Eletrobrás usa hoje uma metodologia para regularizar a vazão de suas usinas, segundo a qual os reservatórios ao longo do curso de um rio operam em paralelo, enchendo e esvaziando simultaneamente. O correto, explica Soares, seria que essa regularização do fluxo de água fosse feito apenas nas usinas que estão próximas à cabeceira do rio. "Com o sistema paralelo usado pela Eletrobrás as hidrelétricas mais próximas à foz dos rios perdem produtividade. Verificamos que é possível fazer com que as primeiras usinas da cascata diminuam a produtividade, enquanto as outras continuem trabalhando com produtividade máxima". O pesquisador concorda, entretanto, que alguns obstáculos impossibilitam, a princípio, a implantação do sistema proposto. O principal é a existência de várias usinas no curso de alguns rios. "Geralmente essas hidrelétricas não pertencem a uma única concessionária. É improvável que a empresa que administra a usina na cabeceira se proponha a perder produtividade para que todo o sistema produza mais". Para que a idéia seja levada adiante Soares espera que uma entidade supra-empresarial do setor, como o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), introduza essa otimização. "Ela poderia propor essa política, com a nova forma de planejamento das usinas, para que o setor ganhe essa eficiência". Ele vai mais além: "As empresas também poderiam se reunir para compensar a primeira usina que perdeu produtividade. Mesmo com esse pagamento elas teriam lucro". Os cálculos da pesquisa foram obtidos com um programa de computador, o Sistema de Apoio ao Planejamento Estratégico (Sape), elaborado em conjunto com pesquisadores da Escola de Engenharia e do Instituto de Ciências Matemáticas e de Computação da USP de São Carlos. O custo total da pesquisa é de R$ 545 mil, sendo R$ 500 mil da Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (Fapesp) e R$ 45 mil da Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq). As empresas de energia elétrica foram procuradas, mas não retornaram.