Reflexões Sobre O Sistema Brasileiro De Geração Hidro / Térmico / Eólico / Solar

Altino Ventura Filho (*)

  • Considerações Iniciais

O sistema de geração nacional passou por uma transformação estrutural (e de certa forma também conjuntural) muito importante nos últimos vinte anos, período 2000 / 2020, aparecendo atualmente um “problema / dificuldade”, que pode ser denominado de “alocação da geração hidroelétrica” nas curvas de carga diária / semanal / mensal do Sistema Interligado Nacional. Esse “problema/dificuldade” não tem sido adequadamente considerado pelas equipes técnicas do planejamento da expansão e da operação da geração e da transmissão nacionais. Isto tem provocado algumas “desotimizações” do sistema gerador / transmissor, com elevação de custos e de desperdícios na oferta de energia elétrica, com prejuízos para os consumidores e para o País.

Para um completo entendimento do “problema / dificuldade”, que não é trivial, apresenta-se a seguir uma descrição sucinta dos dois sistemas de geração nacionais, o da década 1991 / 2000 e o atual (2021), ressaltando–se as diferenças entre eles. Com isso, será mais fácil uma reflexão, uma análise mais aprofundada e eventualmente um debate sobre esse “problema / dificuldade” existente, o que facilitará encontrar soluções para resolvê-lo, pelo menos parcialmente.

  • Sistemas de Geração/Transmissão Nacionais – Década 1991 / 2000 e Atual / 2021

 

2.1) Sistema de Geração Nacional – Década 1991 / 2000

O sistema de geração nacional, na década 1991 / 2000, apresentava uma predominância hidroelétrica, algo da ordem de 90%, com as principais usinas localizadas em duas bacias hidrográficas, a do São Francisco e a do Paraná. Essas duas bacias hidrográficas são bem regularizadas, com a existência de grandes reservatórios de regularização – Sobradinho, Três Marias, Furnas, Nova Ponte, Emborcação, Itumbiara e outros menores –, que com eficiência, deslocam parte das cheias dos rios (janeiro / maio) para o período seco do ano (julho / novembro). Como resultado dessa operação, as vazões nas diversas usinas tem um comportamento semelhante ao longo dos meses do ano, o que permite sem dificuldades “ajustar” essa oferta de energia hidroelétrica, mais ou menos constante, às curvas de cargas diárias / semanais / mensais das demandas dos consumidores.

As usinas hidroelétricas da Região Sul, localizadas predominantemente nas bacias hidrográficas do Iguaçu e do Uruguai, não regularizadas, estão interligadas ao Sudeste, sistema de maior porte, através da transmissão de Itaipu, o que reduz eventuais dificuldades relacionadas com a “alocação” da geração hidroelétrica dessas usinas nas curvas de carga dos consumidores. Como observação, registra-se que essas bacias hidrográficas da Região Sul não foram regularizadas pela inexistência de locais adequados para a construção de reservatórios de regularização plurianuais.

O rio Tocantins, parcialmente regularizado pelo reservatório de Serra da Mesa, não impede que a usina de Tucuruí, apesar do seu grande reservatório, verta quase todos os anos. O rio Araguaia, não regularizado, afluente do Tocantins a montante de Tucuruí, de certa forma, eleva os vertimentos da usina.  Esta usina supre as cargas do Norte (inclusive Manaus) e está interligado aos sistemas Nordeste e Sudeste/Centro Oeste, que através da utilização dos reservatórios do São Francisco e do Paraná, numa operação conjunta, viabiliza a otimização da produção energética de usina de Tucuruí, reduzindo, sem eliminar totalmente, seus vertimentos.

As equipes técnicas do Setor Elétrico Nacional desenvolveram todas as metodologias, modelos de simulação e procedimentos para os estudos e as decisões relacionadas com a expansão e com a operação dos sistemas de geração e de transmissão, cuja aplicação pode ser considerado um sucesso, no que diz respeito ao suprimento e aos custos da energia elétrica para os consumidores nacionais, naquele período, até aproximadamente o ano 2000.

Os sistemas de geração e de transmissão nacionais daquele período podem ser considerados relativamente simples, para as atividades de planejamento da expansão e da operação, quando comparados com os novos sistemas energéticos nacionais atuais (ano 2021). Esta simplicidade deve-se principalmente ao fato de que aquele sistema gerador não necessitava de armazenamento, os reservatórios existentes desempenhavam com eficiência esse papel. O operador tinha um controle quase total sobre o despacho da geração ao longo do ano, conseguindo transferir os excedentes de energia dos períodos de cheia dos rios para os de seca. Como resultado, tinha-se um adequado suprimento no balanço de energia e no balanço das demandas elevadas das curvas de cargas dos consumidores, ao longo de todo o ano.

2.2) Sistema de Geração Nacional – Atual / Ano 2021

O sistema de geração atual nacional é bastante distinto do existente no Brasil na última década do século passado, descrito sucintamente no item 2.1. Diversas transformações ocorreram nos últimos vinte anos, com a incorporação de diversas usinas de três tipos distintos: 1) hidroelétricas em rios não regularizados; 2) térmicas a derivados de petróleo; e 3) eólica e solar.

As usinas hidroelétricas em rios não regularizados são as da Região Norte/Amazônia, em particular, as dos rios Madeira, Xingu e Tocantins. Estes três rios não são e nem serão regularizados no futuro, devido à inexistência de locais adequados para a construção de grandes reservatórios de regularização plurianual, nas respectivas bacias hidrográficas.

Assim, as usinas de Santo Antônio (3.150 MW instalados) e de Jirau (3.750 MW instalados), no rio Madeira e de Belo Monte (11.233 MW instalados), no rio Xingu, em função do comportamento hidrológico dos respectivos rios não regularizados, apresentam uma oferta de energia hidroelétrica, ao longo do ano, conforme exposto a seguir: 1) período de cheia dos rios (aproximadamente janeiro / maio), com vazões muito favoráveis, ocasião em que disponibilizam praticamente toda a capacidade instalada para geração contínua, durante as vinte e quatro horas dos dias úteis, sábados e domingos, em grande parcela deste período de cheia. Isto conduz a uma operação de quase plena base, durante esse período do rio, de forma a gerar toda a energia disponível e evitar “vertimentos turbináveis” que reduziriam a produção da usina, com consequências para o suprimento energético do sistema e para cumprir os compromissos assumidos no leilão, quanto à energia garantida da usina; 2) período de seca dos rios (julho / novembro), com vazões muito desfavoráveis, ocasião em que disponibilizam apenas uma parcela reduzida da capacidade instalada, para operação nas horas de demandas elevadas, inclusivas as máximas do sistema interligado nacional. Resumidamente, as usinas hidroelétricas dos rios Madeira e Xingu ofertam energia, de forma completamente distinta das usinas em rios regularizados; no primeiro semestre, operação de base, com grande produção de energia, e no segundo semestre, muito pouca energia produzida, sem garantir geração nas várias horas de demandas elevadas do sistema. Este comportamento das hidroelétricas em rios não regularizados não inviabiliza a usina como empreendimento de geração de energia, podendo ser vantajosamente competitivo, desde que sejam adequadamente consideradas suas características operacionais, resultantes dos respectivos regime hidrológicos e adicionalmente bem planejada a sua inserção no sistema gerador nacional.

No caso do rio Tocantins, devido a inexistência de locais adequados para sua regularização, de forma semelhante ao que ocorre com as bacias do São Francisco e do Paraná, ele só é regularizado parcialmente pelo reservatório de Serra da Mesa. Assim as usinas a fio d´água Lajeado, Estreito, Cana Brava, São Salvador, a jusante, apresentam durante boa parte do período de cheia do rio, vertimentos que sinalizam para uma operação de otimização de base. Quanto à operação dessas usinas, no período seco do ano, o reservatório de Serra da Mesa, adequadamente operado, viabiliza suas participações no suprimento durante as várias horas de demandas elevadas dos consumidores. A usina de Tucuruí, por outro lado, a última a jusante de Serra da Mesa, apesar do seu imenso reservatório de regularização, verte quase todos os anos e portanto deve operar na base durante parte do período chuvoso dos rios Tocantins e Araguaia.   

As usinas térmicas a derivados de petróleo foram definidas no leilão A-5 do ano de 2008, para suprimento a partir do ano 2013. Naquele leilão, o planejamento da expansão previa a usina hidroelétrica de Belo Monte, que por dificuldades relacionadas com o licenciamento ambiental, foi postergada dois anos, tendo sido licitada apenas no leilão de 2010, para suprimento a partir de 2015. Esta incapacidade do País licenciar uma hidroelétrica, em tempo hábil, obrigou a utilização no leilão de 2008, da única opção disponível, geração térmica a derivados de petróleo, com contratos de quinze anos, 2013 / 2028. Estas usinas a derivados de petróleo, óleo combustível e óleo diesel, foram concebidas para uma operação de complementação, o que não vem ocorrendo na prática, pela pouca energia secundária nas hidroelétricas e pelas reduções ocorridas nas vazões dos rios nacionais, particularmente no São Francisco. Estas usinas tem e terão uma operação de base, com montantes significativos, com implicações nas tarifas dos consumidores devido ao custo dos combustíveis.  No dia 30 / 03 / 2021, por exemplo, no Sistema Interligado Nacional, para uma carga máxima de ponta de 82.000 MW (carga média de 74.000 MWmédios), a geração térmica convencional (derivados de petróleo e cana) foi de cerca de 10.400 MWmédios, o que representou cerca de 14%.

Finalmente, em relação ao suprimento energético das usinas eólicas e solares, os montantes atuais são significativos. No dia 30 / 03 / 2021, a geração eólica foi de 4% da carga total e a solar de quase 1%. Todos os sinais energéticos e econômicos são no sentido destas duas fontes se desenvolverem de forma acelerada, com taxa de crescimento mais elevada do que a da carga, resultando numa participação muito importante e crescente no futuro suprimento do sistema. Estas usinas não são despachadas diretamente pelo operador e produzem energia a partir das respectivas disponibilidades de vento e de sol, com suas naturais intermitências, e contribuem para elevar os vertimentos das usinas hidroelétricas dos rios não regularizados.

O novo sistema gerador nacional, configuração atual, do ano 2021, por causa das mudanças ocorridas nos últimos 20 anos, não apresenta a simplicidade do sistema anterior, descrito no item 2.1, pois eventualmente necessitaria armazenamento, conforme a seguir.

Esse sistema de geração nacional, configuração ano 2021, necessita de algum armazenamento, não necessariamente em reservatórios convencionais. Uma alternativa a ser considerada seria a de usinas reversíveis, que no caso brasileiro, deveriam ser sazonais (do período de cheia para o de seca dos rios) e não as reversíveis clássicas, que são diárias. A solução de usinas reversíveis é uma alternativa não conhecida do setor elétrico nacional, e provavelmente sofrerá alguma oposição. A alternativa de usinas reversíveis deve ser analisada com muito cuidado, identificando-se inclusive o horizonte de sua utilização, desde que o sistema gerador brasileiro passará por novas mudanças, nas próximas décadas.

  • O “Problema / Dificuldade” de Alocação da Geração Na Curva de Carga Nacional

 

Como referido nos itens anteriores, o sistema de geração / transmissão nacional passou por transformações importantes, nos últimos 20 anos. Estas transformações criaram, na configuração atual do sistema, dois tipos de “problema / dificuldade”, nas atividades do planejamento da expansão e da operação, conforme a seguir: 1) excedentes de geração, em relação as demandas das curvas de carga diárias, das usinas da região Norte, nos períodos de cheias dos rios, em particular o Madeira e o Xingu; 2) redução da capacidade das hidroelétricas desses dois rios no suprimento das demandas elevadas das curvas de carga diárias, nos períodos secos.

 

Nesse texto, somente será feita uma reflexão para o primeiro “problema / dificuldade”. O segundo, caso haja interesse, poderá ser analisado em outra oportunidade.

 

Considere a curva de carga do sistema interligado nacional de um dia útil, do sábado, do domingo do primeiro trimestre do ano de 2021, quando ocorreram demandas máximas da ordem de 85.000 MW e cargas médias de 78 MWmédios. Neste período, a geração “mínima” do sistema nacional, em diversas horas de uma semana típica, seria superior a curva de carga do sistema, o que é impossível. O formato da curva de carga, com valores baixos, médios e de ponta, ao longo do dia, inclusive sábados, domingos e feriados, resulta do somatório de todas as demandas dos consumidores e devem ser supridas pelo parque gerador utilizando os sistemas de transmissão, Podemos considerar que essa curva de carga é “um dado de entrada” e a geração total deve se ajustar a ela, atendendo à necessidade dos consumidores.

 

A geração do sistema nacional resulta do somatório da operação de base das térmicas a combustíveis fósseis (por conta da hidrologia desfavorável), operação de base das usinas a bagaço de cana-de-açúcar e das nucleares, operação de base das hidroelétricas com vertimentos (usinas do Madeira, do Xingu e do Tocantins e outras menores), operação das usinas eólicas e solar, em função das disponibilidades dos ventos e do sol, com valores variáveis ao longo do tempo, e finalmente a geração mínima das demais usinas hidroelétricas do sistema interligado nacional. Estas últimas, no período de cheias das hidroelétricas da Região Norte devem gerar o mínimo possível, para “encher” os reservatórios das respectivas bacias hidrográficas. Esta geração mínima deve ser mantida num valor, que pode ser elevado, para atender às necessidades ambientais de defluências mínimas nas respectivas usinas, de reserva girante regional nas unidades destas hidroelétricas e estabilidade elétrica dos respectivos sistemas de transmissão regionais. Nos horários em que esse somatório for superior as demandas das curvas de carga, inclusive as mínimas das madrugadas, ocorreriam vertimentos (parte dos quais turbináveis) nestas usinas hidroelétricas da região Norte. Neste contexto, estas usinas hidroelétricas da Região Norte ficariam numa situação desfavorável, pois tem excesso de água nos respectivos rios, tem transmissão (no caso a norte/sul e a transmissão do madeira para São Paulo) e não encontram “espaço” para suprimentos de demandas horários adicionais na curva de carga diária nacional, em particular nas cargas leves. Estas usinas, neste caso, terão reduções nas respectivas produções de energia, comprometendo o suprimento ao Sistema Interligado Nacional e de certa forma ficando impossibilitadas de cumprir com seus compromissos de oferta de energia, previstos nos respectivos leilões.

 

  • Considerações Finais

Em face do que foi exposto, seguem dois pontos a serem considerados. O primeiro, uma reflexão e o segundo como forma de provocar e/ou estimular outras considerações de especialista sobre o tema.

4.1) O adiamento da usina hidroelétrica de São Luís do Tapajós (7.500 MW instalados) foi benéfico, pois caso ela entrasse em operação no horizonte de curto prazo, como última adição ao sistema, grande parte da sua produção de energia, na cheia do rio Tapajós, não teria demanda horária na curva de carga do Sistema Interligado Nacional, pelas razões expostas nesse texto. Parcela importante das vazões que deveriam passar pelas turbinas da usina teriam que ser direcionadas para o vertedouro, por falta de demanda horária na curva de carga nacional e se transformariam em “vertimentos turbináveis”.

 

4.2) Considerando Belo Monte como uma usina de última adição, os 4.000 MW instalados finais (de 7.000 MW até 11.000 MW) associados a um dos bipolos de corrente contínua de 4.000 MW, apresentando “vertimentos turbináveis”, em várias horas do período de cheia do Xingu, não deveriam ter sido planejados, eventualmente, com reversíveis sazonais ou então postergados para um futuro mais distante?

 

(*) Engenheiro Eletricista, Ex-Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério De Minas e Energia

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  2 comentários para “Reflexões Sobre O Sistema Brasileiro De Geração Hidro / Térmico / Eólico / Solar

  1. JOSE FRANCISCO TEIXEIRA COLARES
    11 de abril de 2021 at 13:16

    Muito lúcido o artigo do Engenheiro Altino Ventura. Seria interessante que o ONS entrasse na discussão de maneira clara e objetiva.
    Me preocupa quando vejo na imprensa que em determinados meses do 2° semestre, em certos dias a geração eólica no Nordeste atingiu picos de ser responsável por 80/90% da geração da região, pois nessa condição ficamos muito vulneráveis a um apagão na região Nordeste, caso tenhamos alguma ocorrência que isole a região.
    É preciso termos estudos detalhados sobre o percentual dessas fontes complementares (eólica, solar, térmica) seguro para a operação do SIN.
    Nesse contexto acho fundamental para a operação segura do SIN, a existência de uma Eletrobras pública e fortalecida.

  2. 14 de junho de 2021 at 17:18

    Muito oportuno este trabalho pois seria muito importante saber com segurança a participação das energias eólica ,solar ,térmica na curva de carga dos sistemas interligados de geração nas horas de pico através das curvas de cargas destas cargas e seus respectivos fator de carga ensejando maior segurança operacional

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