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]

 

[1] ANEEL. Banco de Informações da Geração BIG. 

[2] ONS. Informativo Preliminar Diário da Operação. IPDO.

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.

A elevação do PLD em março e abril de 2012

No último post deste blog, escrito já mais tempo do que seria razoável, encerrei dizendo que 2012 deveria ser um ano de PLDs baixos ou médios. Então, na terceira semana de março o PLD do Sul e do SE/CO atingiu R$ 137,24/MWh e iniciou abril em R$ 186,13/MWh. Valores nem um pouco baixos ou médios e totalmente atípicos para essa época do ano.

Em minha defesa, devo declarar que a previsão de PLDs baixos ou médios era uma espécie de consenso do setor no início de 2012. Ainda no início de fevereiro último, por exemplo, as previsões do CPTEC e do INMET (Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climáticos e Instituto Nacional de Meteorologia) eram de precipitações entre a média e abaixo da média histórica para fevereiro, março e abril, nas bacias do Jacuí e do Uruguai, enquanto as precipitações ficariam em torno das medias histórica nas demais bacias do SIN (Sistema Interligado Nacional) [1]. Contudo, o fim abrupto do fenômeno La Niña, sem transição até o momento para o El Niño, alterou a situação. No momento, a ENA (Energia Natural Afluente) do SE/CO está em 88% da MLT. Já no Sul a ENA é 29% e no Nordeste é 66%.

Por causa de tal quadro de afluências, o ONS autorizou o despacho de usinas térmicas por POCP (Procedimentos Operativos de Curto Prazo). Em abril serão despachados 5.454 MW médios no SE/CO, 1.444 MW médios no Sul e 889 MW médios no NE por POCP. Com tal providência, espera-se elevar ou ao menos preservar os níveis dos reservatórios do SE/CO, Sul e NE, que estão com valores baixos para essa época do ano: 78,4% no SE/CO, 33,6% no Sul e 82,6% no NE. O comportamento das ENAs nos próximos meses também dependerá em grande medida do retorno do El Niño, que poderá ocorrer entre maio e junho. Até lá, contrariando as previsões iniciais, os PLDs deverão continuar elevados.

[1] ONS. Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação - PMO de fevereiro, revisão 0, semana operativa de 28/01 a 03/02/2012.