segunda-feira, julho 14, 2014

Coisas que aprendi com a Copa de 2014

  1. Fazer uma Copa dar certo não é fácil, mas é mais fácil do que fazer um país dar certo.
  2. Um país que xinga seu chefe de Estado em público provavelmente não entendeu como funciona a democracia. Outra prova disso é a quantidade de votos nulos a cada eleição.
  3. Tenho a impressão de que o sucesso dessa "Copas das Copas", de nos darmos tão bem como anfitriões e mestres de cerimônia, deve-se ao fato de que fomos colonizados justamente para isso.
  4. De qualquer forma, a imagem do Brasil no mundo certamente melhorou. Como usaremos essa imagem antes que ela se apague?
  5. Depois da Copa de 2010 eu havia dito que "a profissão mais fácil do mundo é a de comentarista de futebol". O desempenho de alguns comentaristas durante esta Copa mostrou que eu estava errado.
  6.  É bacana cantar o hino à capela", entrar em campo como meninos do primeiro ano, não ter vergonha de mostrar as emoções em campo. Mas o melhor mesmo é vencer.
  7. Da próxima vez é melhor esperar o fim da Copa antes de tirar um sarrinho de uma seleção favorita eliminada precocemente.
  8. Se você for um apresentador de TV, é melhor pensar duas vezes antes de prometer apresentar seu programa de cuecas caso seu país perca.
  9. Se nossas seleções dependem sempre de um ou dois jogadores, é interessante que nosso esporte favorito seja o futebol. Não deveria ser o o tênis ou coisa parecida?
  10. Graças aos alemães, hoje não é feriado no Brasil. Graças aos alemães, hoje também não é feriado na Alemanha.
P.S. Após a escolha de Dunga para técnico da Seleção eu adicionaria um 11° item: ou os comentaristas de futebol estão todos errados sobre a necessidade de renovação do futebol brasileiro, ou esse país parece mesmo aferrado ao passado.

quarta-feira, abril 02, 2014

Brasil, um país hidrelétrico

Todos sabem que o Brasil é um país hidrelétrico. Em termos absolutos, por exemplo, apenas a China gera mais energia hidrelétrica do que nós, tendo produzido 687,1 TWh (terawatt-hora) de hidreletricidade em 2011, cerca de 62% a mais do que os nossos 424,2 TWh hidrelétricos no mesmo período. Em termos percentuais, vários países nos precedem, muitos deles com mais de 95% de participação da hidreletricidade em suas matrizes hidrelétricas. O mais representativo deles talvez seja a Noruega, que em 2009 produziu hidreletricidade correspondente a 96,6% de seu total.

Não se deve confundir energia produzida com capacidade instalada, erro no qual até ministros já incorreram. Capacidade instalada, geralmente medida em MW, significa a máxima potência que uma usina poderia produzir, não fossem paradas para manutenção, insuficiência de água nos reservatórios ou meras solicitações do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) para não gerar.

Se considerarmos apenas nossas hidrelétricas, incluindo a parte brasileira de Itaipu, nossa capacidade hidrelétrica instalada corresponde a aproximadamente 65% do total, conforme a Tabela 1. Se acrescentarmos a parcela da energia de Itaipu que importamos do Paraguai, a participação da hidreletricidade na capacidade instalada total sobe para aproximadamente 69,2%.

Tabela 1  -  Capacidade instalada de geração (*) [1]

Capacidade instalada é uma informação instantânea. Os dados da Tabela 1, por exemplo, dizem respeito a 1 de abril de 2014. Energia produzida (ou energia gerada), por outro lado, é um dado que diz respeito a um período (dias, meses, anos, etc.). A Tabela 2 mostra a energia produzida entre 1 de janeiro de 2007 e 31 de março de 2014. Percebemos que o percentual de energia hidrelétrica produzida (Itaipu inclusa) é de 88,45%, superior à nossa capacidade hidrelétrica percentual instalada. Isso ocorre porque, em média, as usinas hidrelétricas funcionam mais dias por ano do que as termelétricas, as quais só são chamadas a despachar em situações de restrição hidrelétrica.

Tabela 2 - Energia média produzida de jan/2007 a mar/2012 [2]

Note que a energia produzida da Tabela 2 está expressa em MW médios. Esta é uma unidade interessante, mais usada no Brasil do que em outros países. Um MW médio significa que, em determinado período, uma usina produziu em média um megawatt. Mantido tudo o mais constante, uma usina de 1 MW médio produzirá essa energia durante um dia, um mês, um ano, etc. Para converter 1 MW médio em determinado período para MWh, é necessário multiplicar essa quantidade pelo número de horas desse período. Por exemplo, um ano de 365 dias tem 8.760 horas. Assim, 1 MW médio será igual a 1 MW x 8.760 horas = 8.760 MWh (megawatts-hora).

Voltando à produção hidrelétrica da Tabela 2 (com Itaipu), temos (38.772,81 + 9.803,04) x 8.760 = 425.524.494,18 MWh por ano, um número decididamente enorme e uma das razões de os brasileiros adotarem o MW médio para muitos cálculos energéticos (mas não para tarifação). Dividindo esse número por um milhão, teremos 425,52 TWh produzidos em média por ano, entre 2007 e 2014, número semelhante ao citado no primeiro parágrafo deste ensaio, que se referia apenas ao ano de 2011.

Para fins de comparação, um terawatt-hora equivale a um bilhão de quilowatts-hora (kWh) e era suficiente para abastecer 6,2 milhões de consumidores residenciais brasileiros médios em 2010.

Os dados da Tabela 2 foram retirados do Informativo Preliminar Diário da Operação (IPDO, [2]), publicado diariamente pelo ONS. Colocando-se tais dados em um gráfico, obtemos a Figura 1, que mostra a variação diária da produção de energia das fontes mais significativas do Brasil: hidrelétricas (com e sem Itaipu), termelétricas e nucleares (Angra 1 e Angra 2). As fontes eólicas e fotovoltaicas não são mostradas, por serem ainda pouco representativas em termos nacionais.

Figura 1
Produção entre jan/2007 e mar/2014 (clique para aumentar) [2]

Fica evidente que, a partir de setembro de 2012, houve um decréscimo na produção hidrelétrica percentual, com as termelétricas tomando o lugar. A Tabela 3 mostra que, de janeiro de 2007 a setembro de 2012, a participação hidrelétrica foi de 90,95%, caindo para 79,38% de setembro de 2012 a março de 2014.

Quase 80% ainda é uma participação hidrelétrica muito elevada, mas, se não tivéssemos toda a capacidade termelétrica mostrada na Tabela 1, já estaríamos em racionamento desde o início do ano. Contudo, o preço das nossas termelétricas é elevado. Dentro do preço do combustível necessário para mantê-las ligadas não está só o combustível em si, mas também nossa incapacidade de construir mais termelétricas a gás natural (e não tantas a diesel ou a óleo combustível) e mais hidrelétricas com reservatórios de capacidade expressiva de regularização. O fato é que um dia, dentro de 20 ou 30 anos, talvez mais, nossa produção hidrelétrica finalmente cairá abaixo de 50%, como ocorreu com vários países. Difícil será a transição.

Tabela 3 - Geração média por período [2]
 


quarta-feira, março 05, 2014

Produção de energia elétrica no Brasil - janeiro de 2010 a fevereiro de 2014

Fevereiro de 2014 se encerra como o mês de maior produção de energia elétrica no Brasil desde sempre. O valor máximo diário, 75.723 MW médios (correspondente a 1.817.352 MWh), foi atingido no dia 6 de fevereiro. Como a energia elétrica não pode ser armazenada em quantidades significativas e deve ser produzida no instante em que é consumida, este foi também o consumo de energia elétrica naquele dia (incluindo perdas por transmissão). A demanda máxima diária, de 85.708 MW, foi atingida um dia antes, mas 6 de fevereiro ficou atrás de 5 de fevereiro por apenas 1 MW, em termos de demanda diária.

A Fig.1 mostra a produção diária de energia, de 1 de janeiro de 2010 a 28 de fevereiro de 2014, classificada pelas quatro fontes mais importantes para o Brasil: hidrelétricas, termelétricas, nucleares e Itaipu. Os dados foram retirados dos relatórios diários do ONS [1]. As linhas de tendência das produções total e hidrelétrica são médias móveis de 30 dias. Clicando sobre o gráfico para ampliá-lo, notamos claramente a sazonalidade da produção total, com picos localizados entre fevereiro e março. A exceção é 2014, quando o pico ocorreu em janeiro, por causa do calor excessivo, que acarretou em um uso também excessivo de ventiladores e aparelhos de ar condicionado.


Fig.1 - Produção de energia elétrica por fontes (clique sobre o gráfico para aumentar) [1].

A Fig.2 mostra as produções médias mensais, também classificadas por fontes. A produção média em dezembro de 2013 foi de 61.923 MW médios, passando para 66.823 MW médios em janeiro de 2014 e 69.095 MW médios em fevereiro de 2014. Assim, entre dezembro de 2013 e fevereiro de 2014, o sistema teve de produzir 7.172 MW médios adicionais, energia correspondente a aproximadamente 70% da produção mensal média de Itaipu em 2013.

Somados ao consumo excessivo em janeiro e fevereiro, dois problemas surgiram nesse início de ano. O primeiro foram as baixas afluências aos reservatórios, que resultaram em armazenamentos também baixos e em uma redução da capacidade de produção hidrelétrica. O segundo é que as termelétricas, que no Brasil funcionam como fontes complementares às hidrelétricas ("backups"), já estavam produzindo 9.136 MW médios em dezembro. Despachar termelétricas adicionais em janeiro e fevereiro significou colocar usinas muito mais caras em funcionamento, levando o Custo Marginal de Operação (CMO) às alturas. Na última semana de fevereiro, por exemplo, os CMOs do SE/CO e do Sul fecharam em 1.685,28/MWh. Este valor é superior ao primeiro patamar do Custo do Déficit que, de acordo com a Resolução Homologatória n°1.667/2013, da Aneel [2], é de R$ 1.364,64/MWh. Em princípio, quando o CMO for superior a este valor, mas inferior a R$ 2.943,50/MWh, um montante de 5% da carga deveria ser cortada. Contudo, a Resolução n° 109/2002 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica [3], ainda vigente e que o ONS cita em seus últimos relatórios, afirma que "os valores obtidos para a função Custo do Déficit não implicam acionamento de medidas de redução compulsória de consumo".

Em outras palavras, o ONS considera que ainda não há necessidade de racionamento. Afinal, o aumento médio de produção entre dezembro de 2013 e fevereiro de 2014 foi de aproximadamente 11,6%. Se a produção (e, logo, o consumo) cair espontaneamente metade desse valor em março, devido à mera redução da temperatura, demorará pouco para sairmos do primeiro patamar do déficit. Resta esperar.



Fig.2 - Produção de energia elétrica mensal média por fontes  (clique sobre o gráfico para aumentar) [1].


[1] ONS. Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO.
[2] ANEEL. Resolução Homologatória n° 1.667/2013.
[3] GCE. Resolução n°109/2002.

segunda-feira, fevereiro 17, 2014

Produção termelétrica e riscos de déficit

Após reunião recente do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), o governo admitiu pela primeira vez que o país enfrenta um risco de déficit ("apagão"), embora baixíssimo. A forma como a declaração foi feita é curiosa: o governo afirma que o fornecimento de energia está garantido para 2014, "a não ser que ocorra uma série de vazões pior do que as já registradas" [1].

Ora, para avaliarmos riscos, devemos incluir todos os cenários possíveis. Logo, devemos incluir também o cenário no qual as vazões continuam a piorar. Logo, se existe tal cenário, existe risco de déficit.

Na verdade, a existência de riscos de déficit em um sistema hidrotérmico como o brasileiro não é novidade para profissional algum do setor. Construir um sistema hidrotérmico de risco zero seria caríssimo, por causa do número elevado de usinas térmicas que deveria ser adicionado ao sistema. Assim, a teoria diz que o sistema deve ser planejado de modo que o risco de déficit seja não nulo, algo como 5%. Isso significa que, se dispuséssemos de uma fictícia máquina do tempo, capaz de voltar ao início de um dado período de tempo e "rodar" o sistema elétrico vinte vezes, ao menos em uma dessas vezes o sistema apresentaria déficit.

No momento, já que não dispomos de máquinas do tempo e nem de usinas térmicas baratas em número suficiente, estamos usando ("despachando") todas as usinas térmicas disponíveis, incluindo as caríssimas usinas a óleo combustível. A Fig.1 abaixo mostra que a produção termelétrica recente tem atingido picos superiores a 15.000 MW médios. Comparativamente, o maior despacho térmico em 2013 foi de 14.528 MW médios (em 19/junho, pleno período seco).

Talvez nas próximas semanas as vazões continuem aumentando e aumentem com elas os armazenamentos dos reservatórios das hidrelétricas, especialmente no Sudeste/Centro-Oeste. Talvez as temperaturas continuem em redução e com elas seja reduzido o consumo de energia devido ao ar condicionado. Talvez. Mas, de qualquer forma, é desconfortável saber que estamos nas mãos de variáveis aleatórias em tal número que, no final de 2013, o ONS, prevendo o aumento das vazões, reduziu o despacho térmico. Então as vazões não chegaram e o despacho térmico teve de ser elevado novamente. E o final de 2013 foi praticamente ontem!



Fig.1 - Produção Termelétrica (MW médios) [2]


[1] Canal Energia. Sueli Montenegro. CMSE reafirma que não há risco de desabastecimento em 2014.
[2] Operador Nacional do Sistema Elétrico. ONS. Informativo Preliminar Diário da Operação - IPDO.





sábado, fevereiro 08, 2014

Vazões afluentes às hidrelétricas e PLDs em 06/02/2014

Em sistemas hidrotérmicos como o brasileiro a vazão afluente aos reservatórios é proporcional à energia hidrelétrica que se pode produzir. Por isso tal vazão é denominada Energia Natural Afluente (ENA) e medida, não em metros cúbicos por segundo, mas em megawatts médios (MW médios).

No submercado Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) a vazão histórica média, ou Média de Longo Termo (MLT) é maior nos meses de dezembro a abril, denominado "período úmido", e menor de maio a novembro, denominado "período seco". Neste início de 2014, como mostra a Fig.1, as vazões do submercado SE/CO estão muito abaixo da MLT mensal.

A Fig.2 mostra que as vazões do submercado Sul são mais imprevisíveis, e até mesmo a MLT deste submercado não deixa clara a divisão entre um período seco e um período úmido. Já no caso do submercado Norte, como mostra a Fig.3, nunca é fácil prever se o período seco vai demorar mais ou menos para chegar, mas sempre é possível prever que, por volta de julho, ele terá se estabelecido. Situação semelhante ocorrer para o submercado NE, como mostra a Fig.4. Contudo, neste submercado, embora o período seco seja sempre seco, o período úmido nem sempre é tão úmido quando gostaríamos. É o que está acontecendo neste início de fevereiro, quando as vazões do NE estão aproximadamente duas vezes e meia abaixo da MLT mensal.

Por causa deste cenário pessimista de vazões, foi necessário acionar várias termelétricas, incluindo as caríssimas termelétricas a óleo. Como resultado, o PLD da semana passada "bateu no teto" de R$ 822,23/MWh em todos os submercados. Nesta segunda semana de fevereiro, embora o PLD continue no valor máximo no SE/CO e no Sul, os PLDs semanais médios no Norte e no NE fecharam respectivamente em R$ 204,95MWh e em R$ 740,56/MWh, conforme mostra a Tabela 1. Sinal de que o Operador Nacional do Sistema (ONS) está prevendo vazões levemente mais otimistas para o Norte e para o NE na semana operativa que se inicia. No SE/CO e no Sul, contudo, o cenário continua pessimista.

Fig.1 - Vazões do submercado SE/CO

Fig.2 - Vazões do submercado Sul

Fig.3- Vazões do submercado Norte

Fig.4 - Vazões do submercado NE

Tabela 1 - PLDs semanais médios para fev/2014