Um “Porto de Destino” para o Sistema Elétrico Brasileiro

O sistema brasileiro de geração de eletricidade caracteriza-se por sua dimensão continental e pela forte predominância da geração hídrica. Isto o torna único no mundo.

Praticamente, todos os sistemas elétricos têm que atender às variações das demandas diária e sazonal. Um sistema predominantemente hidrelétrico tem, além disso, que se adaptar às oscilações na oferta devidas a sazonalidade do regime de chuvas e às variações desse regime ao longo dos anos.

Por estas razões, o sistema brasileiro contemplou, em sua origem, reservatórios plurianuais capazes de compensar todos os tipos de variações previsíveis na oferta e na demanda.

A instalação de grandes reservatórios, com a inundação de extensas áreas, só foi possível em uma época em que as restrições ambientais e ao uso da terra eram menores e quando a contestação social ou econômica dos investimentos era menos intensa. Obras que fizeram desaparecer o salto de Sete Quedas, o Canal de São Simão não seriam aceitáveis nas atuais circunstâncias. Igualmente, a inundação de grandes áreas florestais, como as realizadas no passado, não pode ser mais considerada, devendo o planejamento energético se adaptar a tal realidade.

Reflexo disto é a mudança sofrida pelo atual projeto de Belo Monte cuja área inundada foi reduzida a 1/3 (1200 para 400 km²) sem redução da potência a ser instalada (cerca de 11.000 MW).^{^[i]}

O objetivo geral deste trabalho é delinear um cenário para o sistema elétrico brasileiro que seja compatível com o aproveitamento das diversas fontes primárias disponíveis no país. Para tanto, será dada prioridade às fontes renováveis, com vistas a garantir a necessária autonomia, a sustentabilidade do sistema a custos ambientais e esforço de investimento aceitáveis pela sociedade brasileira. Este cenário, que será denominado “porto de destino do planejamento elétrico brasileiro”, tem como “ponto de partida” o atual sistema baseado fundamentalmente na geração hídrica.

O estudo, primeiramente, apresenta uma rápida descrição do caráter sazonal da geração hidroelétrica no Brasil e, com ajuda de modelo computacional simples (descrito no Anexo 1), descreve o efeito de introdução de potência adicional com menor acumulação relativa à afluência. Na etapa seguinte, aborda-se o quadro do crescimento previsto para a demanda de eletricidade no Brasil e a transição entre a base de geração existente e a nova configuração.

· Descrição dos resultados obtidos através da simulação com modelo capaz de descrever o comportamento da geração e do armazenamento associado;

· Teste de “aderência” do modelo a situações reais e exame do comportamento das variáveis do modelo para o caso mais geral dos quatro sistemas integrados (SE, NE, Sul e Norte);

· Descrição, no Anexo 1, de Modelo Simples de Simulação de Sistemas Hidrelétricos e sua aplicação em casos típicos.

Na segunda etapa, expõe-se a transição em curso no Brasil entre um sistema quase essencialmente hídrico e de grande capacidade de armazenamento para um sistema ainda predominantemente hídrico, mas onde as usinas térmicas passariam a exercer um papel importante.

· Avaliar o crescimento econômico no horizonte considerado, para um cenário de referência, com auxílio do programa projetar_e baseado em modelo macroeconômico semi-empírico para o Brasil (Anexo 3)

· Avaliar as demandas de energia total e de energia elétrica correspondentes ao cenário considerado com auxílio de módulo integrado ao modelo projetar_e, usando o conceito de energia equivalente (Anexo 4)

· Avaliar, tendo em vista o potencial hídrico existente e as tendências esperadas para o armazenamento a capacidade de armazenamento futura

· Descrever a produção de energia elétrica no cenário econômico de referência, especificando a fração a ser atendida pela energia hídrica, térmica convencional e nuclear e as respectivas capacidades instaladas.

A Sazonalidade do Sistema Elétrico Brasileiro

Na Figura 1 é mostrada a variação anual da Energia Natural Afluente (ENA)^[ii] que representa a energia que pode ser gerada a partir da água que aflui às barragens. As curvas para cada região foram construídas a partir de informações da ONS (Operadora Nacional do Sistema Elétrico) e estão referidas ao mês de afluência máxima.

Note-se que como a Região Norte (de forte sazonalidade) é de onde deve vir grande parte da futura geração e, considerando que não parece ser politicamente possível a construção de grandes reservatórios na região, é de se esperar que o problema da variação da energia mensal disponível (ao longo do ano) venha a se agravar se não houver mudança no perfil do parque gerador.

Figura 1: Energia Natural Afluente relativa ao valor máximo mensal. Note-se que a sazonalidade da região Norte (nas usinas integradas) é bastante pronunciada sendo que a afluência de Agosto a Novembro é apenas cerca de 10% da máxima esperada (mês de Março).

Na Figura 2, compara-se o regime de chuvas da Região Sudeste com o da Região Sul usando-se as curvas representativas da projeção de energia natural afluente da ONS (baseadas no comportamento histórico^[iii]). No caso da Região Sul, o comportamento histórico da energia afluente não apresenta a regularidade sazonal mostrada nas outras regiões. Nela, a curva “esperada” (usada nas projeções da ONS) não descreve bem o sistema de chuvas já que os meses de maior precipitação não se repetem. Em todo caso, a função usada pela ONS ainda parece a opção disponível para simular o comportamento daquela Região. Para as outras regiões (ver Anexo 1), a simulação por uma função regular^[iv] permite uma boa descrição da afluência.

Figura 2: Comparação entre a sazonalidade do Sudeste e do Sul. No Sudeste existe uma certa regularidade; no Sul a afluência, ao longo do ano, oscila em torno de 70% da média, apresentando picos de chuva bastante distintos do esperado.

Já no que concerne à geração (que em geral reflete a demanda^[v]), as oscilações sazonais são menos importantes que as observadas em outros países.

Figura 3: A variação sazonal na geração é muito maior nos EUA que no Brasil. Para o Brasil não foram usados dados após 2001 em virtude da alteração que o racionamento introduziu nos últimos anos. Fontes: EIA/DOE/USA e ONS (Brasil).

A oscilação anual média da demanda no Brasil é comparada (Figura 3) com a observada nos EUA^[vi]. Enquanto a amplitude da oscilação sazonal de geração no Brasil (diferença entre máximo e mínimo) é de cerca de 2,0%^[vii], a dos EUA atinge 28%. Em compensação, do lado da oferta, a variação sazonal na energia afluente (oferta de energia hídrica) no sistema integrado brasileiro atinge 120% em relação ao valor médio. Como nos EUA a participação da geração hídrica é de apenas 8,5% (1991 a 2001), este problema não é importante naquele país e seu sistema pode utilizar o potencial disponível, mesmo em defasagem com o pico de demanda^[viii]. De qualquer forma, a experiência existente na regulação da demanda em outros países pode ser útil na concepção de uma nova configuração para o sistema brasileiro.

A oscilação diária da demanda é importante no Brasil, como o ilustra o comportamento da demanda do Estado de São Paulo (Figura 4)^[ix]. A questão é relevante já que reduzir a oscilação diária poderia permitir um melhor uso da capacidade instalada ao longo do ano.

Todavia, esse problema da oscilação diurna no uso da energia elétrica guarda relação apenas indireta com o problema ora focalizado. Em primeira aproximação, ele poderia ser tratado separadamente, desde que se considere a disponibilidade de uma capacidade de geração superior à média da demanda (em geral de cerca de 20%).

Figura 4: Variação da carga em relação à média diária. A amplitude de variação ao longo do dia chega a 40%.

A Simulação do Sistema

No Anexo 1 (Modelo Simples de Simulação de Sistemas Hidrelétricos), procurou-se simular o funcionamento dos sistemas elétricos interligados brasileiros com um modelo simples e transparente que permite melhor compreender o problema.

A opção adotada foi representar a energia anual afluente por uma simples função co-seno (representando a oscilação periódica anual) à qual adicionou-se um valor constante (igual à média da afluência natural mensal mínima). Os valores usados na simulação da Região Sudeste são comparados à média histórica mensal da região (Figura 5). Para os demais sistemas (ver Anexo 1), com exceção do Sul, a representação dos sistemas obedece bastante bem à função acima mencionada.

Figura 5: Simulação da energia natural afluente por uma função tipo co-seno mais um valor constante. A representação é particularmente bem sucedida para a região Sudeste sendo também adequada para o Sudeste e Norte, não sendo, porém aplicável à Região Sul.

Como o objetivo é fornecer uma descrição semi-quantitativa do problema, os resultados mostrados na Figura 5 são bastante satisfatórios.

Na simulação, como na representação de dados da observação, todos os parâmetros (estoque, produção, energia vertida e afluente) foram expressos em GW mês.

Nesta primeira abordagem, foi suposta uma situação estática (demanda, oferta e capacidade de armazenamento constantes) que permite, assim, separar conceitualmente o problema de armazenamento de energia do referente à dinâmica de crescimento. A mesma metodologia pode ser aplicada em um quadro em que essas variáveis acompanhem uma demanda crescente, já que os valores usados são relativos, bastando alterar o valor básico de referência para cada ano.

No Anexo 1 estão descritos quatro tipos de sistema em relação à capacidade de armazenamento:

· Sistemas com regulação para um ano normal ou típico (afluências mensais que seguem as médias históricas)

A situação para 2003 está mostrada na Tabela 1 para os quatro sistemas existentes no Brasil. Os sistemas com armazenamento plurianual devem ser capazes de absorver as oscilações de um ano ou mais, bastando que o sistema armazene a máxima variação esperada para o período no qual se quer garantir a geração. Assim, a razão armazenamento/ produção pode ser inferior a um ano e ainda garantir as variações prováveis no regime de afluência de vários anos. Em todo caso, mesmo no critério do sistema elétrico, os sistemas atuais Norte e Sul não têm essa capacidade de regulação e já dependem do intercâmbio entre regiões e / ou da geração térmica.

Chama-se atenção para o fato de que o caráter plurianual do sistema vem sendo reduzido paulatinamente, como é mostrado na Figura 6 para a região SE.

Figura 6: Relação armazenamento / (carga - geração térmica), expressa em meses, ao longo do tempo, que mostra a redução do armazenamento plurianual do sistema Sudeste.

Fonte: ABRAGET: Palestra de Antônio Gama Rocha da UTE Norte Fluminense no 1º Fórum Continuado de Energia – Agenda Energética Brasileira – Rio de Janeiro 9-10/12/2003 – FGV e COOPEFURNAS

Na descrição que se segue, foram incluídos os sistemas com “regulação exata para um ano normal de afluência” e o “a fio d’água”; embora não correspondam a nenhuma região, são importantes do ponto de vista conceitual.

A seguir, apresentam-se os principais resultados para os tipos de sistema estudados, que são descritos no Anexo 1.

Sistema com Regulação Plurianual

Como exemplo, mostra-se aqui a representação da Região Sudeste no ano de 2003 como base^[x]. Os valores usados na simulação são expressos em relação à energia afluente média (=100) e estão indicados na Tabela 2, que também mostra os dados para a região SE que serviram de base para a montagem do caso exemplo. O valor inicial do estoque foi tomado para simular o “apagão” de 2001.

	Região SE	Simulação
ENA Média	27,4 GW mês	100(*)
ENA Máxima	42,2 GW mês	154
Produção	25,5 GW mês	93
Capacidade instalada	45,2 GW mês	336
Armazenamento	176,6 GW mês	640
Mínimo vertido		7

(*) Valor de referência; os demais valores são relativos à Energia
Natural Afluente (ENA) média no sistema Sudeste (27,4 GW)

No gráfico da Figura 7, estão representados, mês a mês, a afluência (energia natural afluente), o estoque acumulado, o volume vertido e a produção. No programa, existe a opção de observar-se a representação bianual e plurianual mostradas na figura. No gráfico plurianual é indicada ainda a afluência média anual (=100 em ano normal), assinalando o “ano seco”. Mostra-se a evolução esperada para uma situação parecida com a verificada na Região Sudeste onde um baixo estoque e uma queda na afluência anual geraram o déficit de produção de 2001.

Na simulação (Figura 7), tomou-se a demanda a ser atendida mais a vazão mínima (94 + 3) inferior à energia natural afluente média (100). Neste caso, a energia armazenada tenderia a crescer e, decorrido o tempo suficiente, a ser vertida. No entanto, na presença (como mostrado) de uma baixa precipitação atmosférica (20% inferior à habitual) não haveria estoque de energia suficiente para manter a produção necessária.

Figura 7: Evolução esperada para o sistema em condições análogas às vigentes, na Região Sudeste, em 2003. A apresentação nesta figura é semelhante à tela do programa, onde é possível modificar (células brancas) os dados de entrada. Além disso, é possível escolher o tipo de gráfico (bianual ou plurianual a ser representado). Os estoque inicial e a queda de afluência no 3º ano foram tomados de maneira a simular o “apagão” ocorrido em 2001. Nota: as curvas de % estoque (escala à direita) praticamente coincidem com as do estoque em virtude da escala adotada.

Sistema com Regulação para Ano Típico

O sistema representado seria concebido para o aproveitamento pleno da energia afluente em ano de precipitação normal (dentro da média) . Ele poderia comportar um armazenamento consideravelmente menor que num sistema com regulação plurianual.

Para um sistema similar ao caso exemplificado (mesmos fluxos mínimo e máximo em relação ao valor médio), o estoque poderia ser de duas vezes o fluxo médio mensal e apenas 30% superior ao mês de maior afluência.

Nesse sistema, o estoque de água armazenado seria “zerado” anualmente, uma vez que o armazenamento coincidiria com o necessário para atender um ano normal. Toda a energia afluente pode ser aproveitada e ele seria “o ótimo”, não fora a previsível existência de anos de precipitação inferior à média, quando o abastecimento sofre uma severa redução. Para uma redução na afluência de 20% durante um ano, a produção de eletricidade estaria afetada por cinco meses, sendo que no mês mais crítico cairia para cerca de 40% da demanda.

Sistema a Fio d’Água

Também foi simulado um sistema sem acumulação em que toda a geração seria feita com a afluência natural. Dependendo do regime de chuvas esperado para a região, uma fração importante da energia disponível não seria utilizada. Esta fração cresce na medida que fica maior a razão vazão natural máxima/ vazão mínima. Em compensação, a intervenção no sistema fluvial seria mínima. Deve-se ressaltar que não se trata, no caso exemplo, de usinas a fio d’água utilizando regulação por barragem a montante, mas de um sistema que fosse concebido para operar inteiramente com a vazão mínima anual, a fio d’água. Obviamente, o sistema poderia ter sido dimensionado para melhor aproveitamento da energia afluente bastando que dispusesse de capacidade instalada superior à mínima. Neste caso, sua contribuição para a geração seria maior e sua contribuição para a estabilidade do sistema menor ou negativa.

Como o sistema está dimensionado para operar na condição de mínima afluência em ano normal, sua produção é bastante estável. No caso, ele foi dimensionado para operar utilizando a afluência mensal mínima típica, 46% da energia afluente anual seria aproveitada.

O aproveitamento possível (da energia anual afluente total), para uma usina deste tipo, foi avaliado para as diversas regiões usando as curvas médias da ONS. Ele seria de 52% na Região Sudeste, 58% para a Região Sul, 32% para a Nordeste e de 21% para a Região Norte. Como é nessa região onde se espera a maior expansão para a geração para suprimento dos sistemas integrados, a instalação deste tipo de usina poderia limitar o potencial aproveitável da região. Deve-se lembrar, no entanto, que em um sistema como este o potencial realmente aproveitável deveria ser reavaliado já que as condições de captação de energia poderiam variar tendo em vista menores problemas ambientais decorrentes do padrão de inundação adotado, podendo, por exemplo, serem incluídos aproveitamentos que hoje seriam improváveis.

Ainda com respeito à Região Norte, é bom lembrar que os atuais valores de afluência ao longo do ano são baseados na vazão do Tocantins. No entanto, para os dois maiores projetos em estudo (usina de Belo Monte e os aproveitamentos do Rio Madeira) as vazões apresentam meses secos, com baixas afluências em relação à média, muito semelhantes às das atuais usinas da região, como é mostrado em nota no final deste trabalho^[1].

Sistemas com Regulação Parcial

O Sistema com Regulação Parcial é um tipo intermediário entre o de regulagem para um ano e o a fio d’água. Esse tipo de sistema não tem capacidade de compensar as variações sazonais ao longo do ano, mas também não opera a fio d’água. Nele, verter água faz parte do procedimento normal e somente uma fração da energia é aproveitada. Um exemplo deste tipo de sistema é o atualmente em operação na Região Norte cujos dados, inclusive aqueles referente à estação seca mais marcada, serviram de base para a simulação de um caso estudado no Anexo1.

Além da perda na produção em virtude da queda uniforme na afluência mensal durante o ano, foi detectado um novo tipo de instabilidade neste tipo de sistema provocado por uma variação da precipitação mensal ao longo do ano (sem redução da produção anual), causando uma queda importante na produção. Esse tipo de sistema apresenta assim grande instabilidade face ao regime de chuvas, o que indica que a introdução de usinas com forte sazonalidade e baixo armazenamento torna imperiosa a complementação por via de outras usinas capazes de sustentar a estabilidade do sistema.

Comportamento dos Sistemas Regionais e Teste de Aderência

Como foi ressaltado anteriormente, a representação pelo modelo deve ser a mais simples compatível com a descrição correta do sistema. Um bom teste de aderência das equações utilizadas é o de obter, por diferença, o valor de [volume vertido + volume evaporado]. A obtenção de resultados coerentes revela que não foi esquecida nenhuma variável importante. Além disso, o conhecimento do comportamento das variáveis do modelo na situação real é um importante passo para elaboração de cenários para o futuro. Foram feitas ainda, como no item anterior, simulações que procuraram reproduzir os sistemas e situações neles observadas. A comparação dos resultados obtidos constitui também um bom teste de coerência intrínseca do modelo. Constatou-se assim que, a despeito da simplicidade do modelo, a reprodução do sistema real fornecida é bastante boa.

1. Sistema Sudeste

A simulação do sistema com regulação plurianual já mostrada (Figura 7) foi montada com dados característicos do Sistema Sudeste. A situação anteriormente simulada, como indicado na Figura 8, é bastante semelhante à que resultou no “apagão” de 2001.

Figura 8: Valores para o Sudeste do estoque armazenado, da energia natural afluente e da produção de energia que conduziram ao “apagão” de 2001. Observe-se que o nível mínimo dos reservatórios chegou a 18% em dezembro de 1999, mas foi com um estoque inicial superior (22% ao final de 2000) que se chegou ao racionamento em 2001.

Os valores da energia vertida são calculados por diferença e são bastante fidedignos, mostrando que a aproximação adotada, tomando-se os complexos sistemas do Sudeste como se fora uma única usina, fornece resultados satisfatórios. O baixo valor da energia vertida em relação à produção revela, por outro lado, que o sistema está bem administrado. Deve-se considerar principalmente que, tendo em vista a aleatoriedade do sistema de chuvas e exigências impostas às vazões, nem sempre é possível evitar, como seria desejável, que se verta água, desperdiçando concomitantemente a geração por outras fontes (em térmicas), ou quando ainda se possa acumular água em outros reservatórios da região. A perfeita administração do sistema torna-se mais difícil quando, como em 2003, os estoque se aproximam do nível máximo. Deve-se ressaltar, ainda, a crescente complexidade institucional do sistema atual em relação ao anterior, que era quase exclusivamente estatal. Pelo menos até que o sistema se adapte às novas circunstâncias, pode-se prever que a rigidez dos contratos impeça a utilização ótima da energia hídrica disponível.

Como na simulação (Figura 7) anteriormente mostrada, o ano de 2001 iniciou com baixos estoques de água nos reservatórios e era sabido que uma queda adicional na afluência anual média poderia provocar o racionamento. Aliás, no ano anterior essa possibilidade já existia^[xi]. Para 2001 optou-se, pois, de início, pela mesma tática, adotada no ano anterior, não revelando o risco aos consumidores. Como as chuvas revelaram-se abaixo do normal, o governo foi forçado a adotar o racionamento, que já então poderia ser antecipado e, talvez em parte, remediado.

No Anexo 1 mostra-se que, se os estoques estivessem no máximo, seria possível enfrentar sem problemas a queda de 20% da energia afluente e até mesmo uma queda de 35%. Naturalmente não é o objetivo do sistema atingir, todo o ano, a estocagem máxima, uma vez que seria anti-econômico usar o aporte térmico para acumular estoque de água a ser possivelmente desperdiçado mais tarde, vertendo-se a água armazenada. O procedimento que vem sendo adotado consiste em fixar uma curva de “aversão a risco” e acionar as térmicas na medida em que o armazenamento fuja do desejado^[xii].

Para a abordagem da fase seguinte deste trabalho, que tratará do papel da complementação térmica (atual e futura), é interessante observar como foi atendida a demanda de cada sistema incluindo o intercâmbio de energia inter-regional e a geração térmica.

Figura 9: Geração e intercâmbio de energia elétrica no Sistema Sudeste. O intercâmbio foi representado como negativo para exportação e positivo para importação, o que permite obter a oferta de energia elétrica no sistema. Para Itaipu, foi representado o total da energia gerada.

Na Figura 9 mostra-se a oferta de energia elétrica (geração + intercâmbio) no Sudeste onde foi incluída (coerentemente com o que se fez com o estoque) toda a produção de Itaipu.

2. Sistema NE

Do ponto de vista de armazenamento, o Sistema NE apresenta uma situação semelhante à do SE, mas, em decorrência de ser sua demanda superior à oferta, ele opera normalmente, afora certas circunstâncias especiais, importando energia de outras regiões. O comportamento do sistema NE é mostrado na Figura 10.

Figura 10: O Sistema NE tem características de armazenamento semelhantes ao do SE. Entretanto, sua maior dependência de energia gerada em outras regiões faz com que ele não tenha estabilidade própria. Chama a atenção, ainda, a grande participação da energia vertida, indicando a importância do uso da água para outros fins. Como se pode ver, a energia vertida apresenta comportamento sazonal com maior uso na estação seca.

No que se refere à transferência da energia e à complementação térmica, o histórico dos últimos anos é apresentado na Figura 11. Note-se a dependência das importações de outras regiões e a quase ausência da geração térmica.

Figura 11: O Sistema NE caracteriza-se por ser importador (a partir de 1999), dependendo da interligação dos sistemas. A participação da geração térmica é ainda muito pequena.

3 . Sistema Norte

Como foi assinalado, o Sistema Norte caracteriza-se por ser de regulação parcial. Suas características serviram de base para a montagem de um dos casos estudados no Anexo 1 (Caso 4). No período representado (1996 a 2003), houve considerável exportação para atendimento da demanda de outras regiões, notadamente do NE. O comportamento apresentado pelo sistema (Figura 12) é bastante semelhante ao simulado, apresentando os dois tipos de déficit de produção ali mostrados, causados em 2001 por uma queda da afluência ao longo de quase todo o ano e, em 2002, pelo deslocamento de afluência dos meses secos para os de maior pluviosidade.

Figura 12: O Sistema Norte tem uma pequena capacidade de armazenamento, fator que o torna bastante instável. Note-se que mesmo um adiantamento da estação chuvosa (como o ocorrido em 2002) pode provocar um colapso no abastecimento que teria ocorrido não fora a interligação existente, pois que a geração térmica (na parte interligada da região) é inexistente.

Na Figura 13 pode-se constatar o caráter exportador do Sistema com alguns episódios de importação, como o ocorrido ao final de 2002.

Figura 13: A geração de energia da Região Norte tem sido parcialmente utilizada para a exportação. Notem-se os déficits de produção correspondentes ao “apagão” (2001) e ao deslocamento das chuvas (2002). A importação permitiu ao sistema enfrentar o déficit de 2002; não há produção térmica porque, as usinas que integram o Sistema Integrado são todas hídricas.

4 . Sistema Sul

O Sistema Sul é também de baixa capacidade de armazenamento. Sua particularidade é localizar-se em uma região sujeita a regime de chuva que difere das outras. Além disto, o ciclo de chuvas não apresenta a regularidade observada nas demais regiões.

A irregularidade do regime de chuvas torna pouco atraente a aplicação do tipo de simulação usado para as demais regiões. É interessante assinalar que a ocorrência esperada do mês de pico (outubro) se verificaria em um mês seco no Sudeste (estação chuvosa apenas no início) e propiciaria (quando ocorresse) uma certa complementaridade em relação às outras regiões. Também parece existir alguma coincidência de anos secos no NE com chuvas intensas no Sul e vice-versa^[2]. Essa complementaridade realça o papel da interligação dos sistemas

Examinando o histórico dos últimos anos para a Região Sul (Figura 14), pode-se notar que a política adotada na exploração da energia elétrica adaptou-se à realidade climática. Deve-se assinalar ainda uma presença mais significativa das usinas térmicas (carvão operando na base) que ajuda a estabilizar o sistema (Figura 15). Também se verifica um intenso intercâmbio de energia (entre Sul e Sudeste) que tem permitido aproveitar os regimes de chuva diferenciados.

Figura 14: A produção de energia elétrica no Sistema Sul tem acompanhado a disponibilidade de água. O sistema foi capaz de passar anos (inclusive a época do “apagão”) com armazenamento próximo a 100%. Existem limitações na transmissão que impediram tirar todo proveito da complementaridade apontada entre as regiões.

Figura15: Oferta de Energia na Região Sul que mostra, além de uma variação importante na energia hidráulica gerada, uma participação da térmica (principalmente carvão) gerando na base e um intercâmbio significativo com outras regiões. Nesse “intercâmbio” está incluída a energia de Itaipu que, não obstante ser gerada na Região Sul, tem sua produção computada na Sudeste e chega ao Sul para consumo pela interligação entre as duas regiões.

5. Os Sistemas Integrados

Os Sistemas Integrados, se fossem perfeitamente interligados, poderiam ser tratados como um único. Quando se observa o funcionamento das variáveis do conjunto dos sistemas (Figura 16) vê-se que ele não obedece à lógica de só verter quando é atingida a capacidade máxima de armazenamento. As limitações a um perfeito aproveitamento da capacidade do conjunto vêm, por um lado, do limite na capacidade de geração que é projetada para atender a uma demanda média assegurada e, por outro, das limitações de transmissão. Em 2000 e 2001, por exemplo, mesmo com estoques baixos, as centrais dos Sistemas Norte e Sul vertiam uma significativa quantidade de água. Além desta limitação física, podem existir erros na operação do sistema que também podem ser capazes de levar a situações de desabastecimento.

Figura 16: Funcionamento conjunto dos sistemas integrados, mostrando que a lógica de verter, quando o armazenamento chega ao máximo (ou para o atendimento de outras necessidades), não é obedecida no conjunto, como o observado para cada um dos sistemas mostrados anteriormente. Isto se deve, fundamentalmente, à limitada capacidade, seja de geração dos sistemas, seja de transmissão entre os mesmos.

Na Figura 17 mostra-se a geração nos sistemas integrados, incluindo a participação da geração nuclear e de térmicas convencionais. Observe-se, pois, a enorme predominância da hídrica e a pequena presença de importações. Passada a crise, a geração térmica tende a ser reduzida, enquanto houver energia hidráulica disponível (mantidos os estoques para minimizar o risco).

Figura 17: Atendimento dos sistemas integrados mostrando a magnitude do problema de abastecimento em 2001, apenas parcialmente suprido pela geração térmica. Note-se a importante participação, nessa crise, da energia de origem nuclear que também foi utilizada para auxiliar a reposição do estoque de água.

A plena integração dos sistemas existentes e o incremento de máquinas em alguns aproveitamentos em operação – dentro dos limites econômicos desses investimentos – podem propiciar a melhor utilização da capacidade de regulação dos sistemas. É bom lembrar, no entanto, que se a capacidade de geração adicional passar simplesmente a integrar o esquema normal de operação, teremos uma menor razão energia gerada/ capacidade de armazenamento e, conseqüentemente, menor estabilidade no sistema.

Inclusão das Térmicas na Simulação.

No Anexo 1 apresenta-se a simulação em computador de um sistema hídrico e seu comportamento diante de diferentes afluências e capacidades de armazenamento. Ali, a regulação era feita com a capacidade de acumulação nos reservatórios, seja para fazer frente a oscilações sazonais previstas, seja para absorver variações anuais do regime de chuvas.

A inclusão de centrais térmicas na simulação dos sistemas está descrita no Anexo 2 e visa estudar o papel dessas centrais na regulação do sistema tendo em vista a esperada redução na razão capacidade de armazenamento/ energia afluente média.

Na simulação, foi adotada a premissa de que os sistemas elétricos seriam administrados de maneira a minimizar o consumo de combustível. Isto significa aproveitar ao máximo a energia hídrica disponível. Significa também que o estoque de energia armazenada nos reservatórios estaria próximo ao máximo no final da estação de chuvas, definido aqui como o início do mês no qual – em um ano típico - a energia natural afluente (ENA)^{^[xiii]}passa a ter um valor abaixo da média anual. Para um sistema onde a produção de eletricidade é igual ao valor médio da afluência, isto significa o início do mês em que o nível dos reservatórios pára de subir porque o volume d’água usado na produção normalmente supera o que aflui naturalmente ao reservatório. A geração de eletricidade, entre hídrica ou térmica, é manejada visando, no início da estação seca, que o estoque de passagem possibilite uma segurança adequada para a geração futura, mas que evite o freqüente desperdício da energia armazenada. Para isto é escolhida uma meta para este estoque, que é uma fração fixa da capacidade, um pouco inferior a 100%.^{^[xiv]}

Como os estoques seriam repostos substituindo a geração das hídricas pela das térmicas, a fixação deste máximo visaria também otimizar o uso do combustível destas últimas, evitando queimá-lo para verter água.

O procedimento adotado no programa, para cada mês, considera que a afluência dos meses seguintes seria a normal e determina a geração térmica necessária para atingir o estoque de passagem perseguido. Na prática, o sistema usado no programa é similar ao adotado atualmente na administração dos sistemas elétricos onde é estabelecida uma curva de “aversão ao risco” que ajuda a programação da produção das usinas.

A regulação, com o uso das usinas térmicas, foi estudada para vários casos típicos no Anexo 2. Os principais sistemas estudados (em relação à capacidade de armazenamento) foram:

· sistemas com regulação para um ano normal ou típico (afluências mensais dentro da média histórica),

Em todos os casos foi suposto que o objetivo do sistema seria o aproveitamento da energia natural afluente média anual nas usinas.

Do ponto de vista conceitual, os sistemas elétricos devem estar aptos a enfrentar, como foi dito, as variações sazonais de um ano típico e as variações de anos de precipitação atípica. Também eles devem estar preparados para absorver variações inesperadas da demanda provocadas, por exemplo, por um crescimento econômico acima do previsto.

Na Figura 18 procura-se ilustrar a regulação de um sistema onde existisse uma situação de déficit por falta de regulação térmica e / ou de estoque de água. No caso, o problema poderia ser solucionado tanto pelo incremento do estoque como pelo incremento da capacidade térmica. Mostram-se, na figura, os dois tipos de solução. Nesse caso específico, ainda seria possível resolver o déficit por um incremento ainda maior do armazenamento. Mesmo assim, alguma capacidade térmica seria necessária para os anos secos onde a energia afluente fosse inferior à normal.

O objetivo da regulação é sempre preencher o período de menor afluência. Em um sistema integrado como o brasileiro, mesmo a regulação hídrica pode ser feita utilizando a capacidade de armazenamento de outras usinas. Já existem e serão provavelmente mais freqüentes no futuro usinas que funcionem a fio d’água com acumulação útil praticamente nula.

O Anexo 2 descreve os resultados e condicionantes para o Cenário de Referência. Como em ocasiões anteriores, as projeções do PIB são inferiores às oficiais. As taxas de crescimento do PIB encontradas foram:

Anos

Períodos

Características dos Sistemas Elétricos Integrados do

Brasil e sua Projeção até o Horizonte de 2035

Introdução