Eletricidade

A matriz elétrica brasileira é composta por várias fontes de energia, com destaque para a energia hidráulica, que em janeiro de 2017 respondeu por 65,95% 12 da capacidade instalada total de energia elétrica em operação no País (de 151,6 GW). A capacidade térmica a partir de combustíveis fósseis (como gás natural, nuclear, carvão, óleo combustível e óleo diesel) e

11 _{Trata-se de uma tecnologia de transferência de energia sem fio, baseada em ressonância magnética entre duas}

placas: uma presente na parte inferior do veículo e outra embutida no pavimento (BI et al., 2015).

12 _{Contabilizando o somatório da potência das Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGH), Pequenas Centrais}

biomassa totalizou 27,71% da potência instalada, enquanto os sistemas eólicos contribuíram com 6,32% e os solar, com 0,02% (ANEEL, 2017).

Dentre as fontes de biomassa utilizadas para a geração de eletricidade, a maior contribuição vem do bagaço de cana de açúcar (correspondendo a 6,82% da capacidade instalada em janeiro de 2017), seguido da líxívia (1,41%) e resíduos florestais (0,24%). Outras formas de biomassa, como capim elefante, casca de arroz, carvão vegetal, lenha e biogás de resíduos sólidos urbanos, apresentam participação relativamente muito pequena (ANEEL, 2017).

A maior parte da geração de energia elétrica ocorreu nas usinas pertencentes ao Sistema Interligado Nacional (SIN), que compõe, junto com o Sistema Isolado (SI), o Setor Elétrico Brasileiro.

O SIN abrange a maior parte do território brasileiro, como pode ser visto na Figura 2.4, e é dividido em quatro grandes subsistemas: (i) Subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), que abrange as Regiões Sudeste e Centro-Oeste do país, com a exceção do estado do Mato Grosso do Sul; (ii) Subsistema Sul (S), englobando a Região Sul do país e o Estado do Mato Grosso do Sul; (iii) Subsistema Nordeste (NE), contando a Região Nordeste do país, com a exceção do Estado do Maranhão; e (iv) Subsistema Norte (N), abrangendo parte dos Estados do Pará, Tocantins, Maranhão, Rondônia e Acre.

Esse sistema hidrotérmico de grande porte de produção e transmissão de energia elétrica apresenta forte predominância de usinas hidroelétricas (UHEs), como mencionado, e com múltiplos proprietários, estatais e privados. Toda essa capacidade instalada exige uma coordenação sistêmica para assegurar que a energia gerada chegue ao consumidor com segurança, além de garantir o suprimento de forma contínua, com qualidade e com preços acessíveis para todos. Essa coordenação é feita atualmente pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

A operação centralizada do SIN está embasada na interdependência operativa entre as usinas, na interconexão dos subsistemas elétricos e na integração dos recursos de geração e transmissão para atender o mercado. A interdependência operativa é consequência do aproveitamento conjunto dos recursos hidroelétricos, mediante a construção e operação de usinas e reservatórios dispostos em cascata nas bacias hidrográficas. Assim, a operação de uma usina depende das vazões liberadas a montante por outras usinas, que podem ser de outras empresas, ao mesmo tempo em que sua operação afeta as usinas à jusante (ANEEL, 2008).

Figura 2.4 – Mapa do SIN

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS (2017).

O uso dos recursos de geração e transmissão dos sistemas interligados permite reduzir os custos operativos, minimizar a produção térmica e reduzir o consumo de combustíveis, sempre que houver superávits hidroelétricos em outros pontos do sistema. Como os períodos de estiagem de uma região podem corresponder ao período chuvoso de outra, a integração permite que a localidade em que os reservatórios estão mais cheios envie energia elétrica para a outra, em que os lagos estão mais vazios, permitindo a preservação do “estoque de energia elétrica” represado sob a forma de água (ANEEL, 2008).

A integração permite também a operação em regime de complementaridade de UHEs e UTEs. Como os custos da produção têm reflexo nas tarifas pagas pelo consumidor e variam de acordo com a fonte utilizada, para atingir o objetivo central de atender aos requisitos de energia elétrica do SIN utiliza-se a sistemática de despacho central13 por ordem de mérito de

13 _{O despacho corresponde à definição de quais usinas devem operar e quais devem ficar de reserva de modo a}

custo das usinas integrantes desse sistema. Com isso espera-se atender os consumidores ao menor custo total de operação do sistema elétrico (ANEEL, 2008).

No despacho centralizado, a energia hidroelétrica, mais barata e mais abundante no Brasil, é prioritária no abastecimento do mercado. O despacho hidroelétrico é realizado com base na disponibilidade de água nos reservatórios, respeitando a Curva de Aversão ao Risco14 (CAR) pré-determinada.

No caso da geração termoelétrica, o despacho é feito de acordo com o tipo de usina, as quais podem ser divididas em usinas térmicas inflexíveis e flexíveis. As térmicas inflexíveis são aquelas que, devido às suas características técnicas (como por exemplo, cogeração, energia nuclear, etc.) ou em respeito às cláusulas take-or-pay em seus contratos de fornecimento de combustível, operam de forma contínua (em regime de base). Assim, essas térmicas funcionam como fonte regular de energia, não estando sujeitas às incertezas do regime de chuvas, e seu despacho é realizado de forma obrigatória, independentemente do custo do despacho a elas associados (CASTRO, BRANDÃO & DANTAS, 2010).

Já as térmicas flexíveis operam para manter a segurança do abastecimento. De uma maneira geral, são acionadas para dar reforço em momentos específicos, como nos picos de demanda ou em períodos em que é necessário preservar o nível dos reservatórios – ou o “estoque de energia” (ANEEL, 2008). Assim, em períodos de condições hidrológicas desfavoráveis, as usinas térmicas contribuem para o atendimento ao mercado como um todo, e não apenas aos consumidores da empresa proprietária. O despacho das termelétricas, movidas a óleo combustível, óleo Diesel, carvão e gás natural, é realizado com base no custo variável unitário15 (CVU) declarado para o ONS, com os intercâmbios entre os subsistemas limitados pela capacidade de transmissão existente (PEREIRA, REIS & FIGUEIREDO, 2012).

Considerando todas as características mencionadas, o planejamento da operação do SIN deve estabelecer uma política de operação racional para atender a demanda de forma confiável e a custos mais baixos em um determinado horizonte de planejamento. Para tanto, são utilizadas ferramentas computacionais de otimização e simulação do uso dos recursos energéticos disponíveis para cada período de estudo que irão definir as metas de operação para cada usina que compõe o SIN (BERTHO JUNIOR, 2010).

14 _{A CAR é a curva que representa a evolução, ao longo do tempo, dos requisitos mínimos de armazenamento de}

energia de cada subsistema, necessários ao atendimento pleno da carga e para garantir a segurança da operação do SIN.