TÉRMICA
TÉRMICA
A importância da
complementaridade
A
atual capacidade de oferta energética do Sis-tema Interligado Nacional – SIN é predominan-temente hidroelétrica. Em termos de capacida-de instalada, somente cerca capacida-de 13% são capacida-de origem termoelétrica/termonuclear. Mesmo assim, no ano de 2003 a produção determinada pelo processo otimiza-do de despacho a menor custo, conduziotimiza-do pelo ONS, foi da ordem de 92% hidroelétrica. Ademais, ao se examinar o último plano decenal de expansão do CCPE/ MME observa-se que, embora mais da metade da ex-pansão no período seja termoelétrica, a relação da ca-pacidade instalada hidro e termoelétrica permanece praticamente estável.Na realidade, a hidroeletricidade é uma dádiva para o país. É energia renovável, pouco poluente, ainda passível de boa inserção ambiental, embora exigindo dispêndio crescente, e de reduzido custo operacional, de modo que é fator de competitividade da produção nacional no mercado internacional. O potencial hidro-elétrico do país, considerando o medido e o estimado, é de 258.420MW, do qual somente cerca de 73.000MW já estão em exploração, ou seja, 28% do total. Desta forma, é inegável a continuidade da voca-ção hidroelétrica nacional, que deverá ser majoritária ainda por umas duas ou três décadas, o que aliás é reafirmado no Novo Modelo do Setor Elétrico recém-aprovado pelo Congresso Nacional.
Todavia determinar a capacidade efetiva de oferta hidroelétrica no médio e longo prazos é um grande desafio devido à sua grande volatilidade, pois o ade-quado equilíbrio oferta versus demanda de energia elé-trica ao longo do tempo sempre dependerá do
com-Mario Fernando de Melo Santos
portamento hidrológico das afluên-cias aos grandes reservatórios de re-gularização do SIN, ou seja, de quanto, quando e onde chove. A Fi-gura 1 mostra a área geográfica em que se localizam os grandes reser-vatórios de acumulação — o cha-mado Quadrilátero dos Reservató-rios, com 70% da capacidade total de armazenamento do SIN.
Esta variabilidade da oferta hi-droelétrica se manifesta em cada bacia hidrográfica seja no longo prazo, com períodos plurianuais de seca, seja no curto prazo, com al-guns meses com hidrologia particu-larmente desfavorável. Esta carac-terística probabilística da oferta le-vou o Setor Elétrico Brasileiro a uti-lizar modelos estocásticos tanto no planejamento da expansão, quanto no da operação do sistema. Esses estudos de simulação do comporta-mento do sistema utilizam 2.000
séries sintéticas de vazões geradas a partir das séries dos 72 anos de registro histórico e são realizados anualmente.
No planejamento da expansão, num horizonte de 10 anos, é esta-belecido um programa de obras de geração e transmissão de modo que, para o mercado de energia elétrica previsto, a configuração do sistema, despachados todos os re-cursos hidro e térmicos disponíveis, em nenhum ano desse período apresente déficit de oferta superior ou igual a 5%. Ou seja: admitindo que as afluências se comportarão no futuro segundo o padrão esto-cástico histórico, que o sistema si-mulado apresente déficit de oferta para um número menor do que 100 das séries do universo de 2.000, conhecido como critério de risco de déficit de 5%. Em outras palavras, para um sistema
atenden-do o critério de risco, a oferta aten-deria à demanda em um horizonte determinado pelo menos 95% do tempo, ou ainda, haveria o risco de um racionamento, sem que se pos-sa estimar a parcela de mercado não-atendido, a cada 20 anos. A partir de estudos similares, conside-rando toda a oferta disponível, hi-dro e térmica, é definida a energia assegurada do SIN a um risco de déficit de 5%.
No planejamento da operação, num horizonte de 5 anos, tendo como premissas as previsões de mercado e o programa de obras de expansão do sistema estabelecidos pelo planejamento da expansão, porém realizando uma análise con-juntural do comportamento do SIN à medida que utiliza como premis-sa de armazenamento inicial para a simulação os níveis reais de ar-mazenamento dos reservatórios FIGURA 1
equivalentes dos subsistemas, são feitas avaliações do atendimento segundo o critério de risco de défi-cit. O resultado deste planejamento são políticas e diretrizes operativas para o SIN no período.
O que cabe destacar, entretan-to, é que um risco reduzido de dé-ficit não é obviamente garantia de atendimento em permanência. Para um mesmo mercado e configura-ção do sistema e, portanto, uma
mesma capacidade de oferta asse-gurada probabilisticamente, o siste-ma pode operar adequadamente, ou bem uma hidrologia muito des-favorável levá-lo a consumir suas reservas criando dificuldades ao atendimento à região.
Para efeito de fixar idéias do grau de volatilidade da variável es-tocástica que é a afluência, a Figu-ra 2, mostFigu-ra a sua sazonalidade no subsistema Nordeste, representado
essencialmente pela bacia do Rio São Francisco, e que é similar à do Norte e do Sudeste/Centro-Oeste, com período úmido de novembro a abril. Nessas regiões, no quadri-mestre janeiro a abril se verificam mais de 50% das vazões (chuvas) anuais. Este padrão médio, entre-tanto, sofre variações ao longo dos anos, com períodos chuvosos adi-antando ou atrasando em relação a ele. Ademais, o regime hidroló-gico Sul apresenta sazonalidade complementar a dessas regiões. Essas complementaridades, ocasio-nais ou de maior permanência são exploradas pela otimização do sis-tema, produzindo ganhos sinérgicos que podem representar mais de 20% da energia assegurada.
A Figura 3 mostra um exemplo da variabilidade da oferta hidroe-létrica na Região Nordeste. O com-portamento hidrológico dos últimos 5 anos é característico de variabi-lidade de longo prazo, ou seja, de secas cíclicas plurianuais. Com efeito, a região está passando por seu período hidrológico crítico, isto é, o mais seco do registro históri-co. A volatilidade, porém, também se manifesta no curto prazo: em 2003, os meses de setembro a novembro foram os mais secos do histórico neste trimestre. Para pre-servar seus reservatórios de atin-girem níveis de armazenamento de risco, além da máxima transferên-cia de energia do Norte e do Su-deste/Centro-Oeste, foram despa-chadas térmicas a gás da região no mês de dezembro. E em janei-ro/2004, além destas, térmicas emergenciais a óleo diesel e óleo pesado. As afluências se recupe-ram a partir de meados de janei-ro/2004. Assim, metaforicamente, a volatilidade da oferta fez com que se passasse do céu para o in-ferno e de volta para o céu. Isso, FIGURA 2
FIGURA 3
Sazonalidade das vazões na região Nordeste
Comportamento hidrológico da região Nordeste no último decênio
sem passar pelo purgatório. Esta si-tuação demonstra também a gran-de dificuldagran-de gran-de gran-decisão gran-de se e quando deve-se iniciar o despacho de geração térmica, de maior pre-ço, assim como de quando suspen-dê-lo. Esta decisão deve ser toma-da com base em princípio de custo do arrependimento, cuja determi-nação, porém, não é óbvia.
Outro exemplo é apresentado, com base na sensibilidade às aflu-ências do sistema Sudeste/Centro-Oeste, que concentra cerca de 60% da capacidade de armazenamento equivalente do SIN, mostrada de uma forma simplificada na Tabela 1. Observa-se que caso ocorram energias naturais afluentes — ENAs de 80%MLT — o mercado seria atendido e o armazenamento equi-valente da região no ano variaria de apenas 1%, ou seja, o nível no final do ano seria praticamente idên-tico ao inicial. Contudo, na ocorrên-cia de ENAs de 100%MLT, ou seja, a média histórica, o mercado seria atendido e o subsistema teria gan-ho de 42% do armazenamento no ano. Porém, caso ocorram ENAs iguais às do pior ano do histórico, de 61%MLT, haveria uma perda de reserva de 39% do armazenamen-to, de modo que se o armazena-mento inicial não fosse substancial-mente superior a essa perda, ha-veria grande chance de se ter que decretar um racionamento preven-tivo ao longo do ano.
Reconhecida a vocação hidroe-létrica do país e o desafio da varia-bilidade da oferta que a predomi-nância da hidroeletridade trazia para o atendimento, já nos anos 70 o setor elétrico se organizou na área da operação de sistemas para não só enfrentar esse desafio, mas tirar o máximo proveito das carac-terísticas de sazonalidade e comple-mentaridade da oferta citadas. Para
tanto, foi criado órgão colegiado, o Grupo Coordenador para a Ope-ração Interligada – GCOI, com atri-buições de coordenação da opera-ção otimizada dos recursos energé-ticos e da segurança da operação elétrica dos sistemas interligados.
CRIAÇÃO DO ONS
Em 1998, no processo de re-estruturação do setor elétrico em-preendido, tendo em consideração a já diagnosticada grande comple-xidade da operação dos sistemas interligados, foi criado o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, com atribuições que representavam uma evolução daquelas do GCOI: o Operador Nacional passou a ser o responsável único pela operação sistêmica da transmissão, objetivan-do a segurança elétrica da Rede Básica e o despacho centralizado otimizado da geração. Cabe-lhe, pois, assegurar os ganhos sinérgi-cos da otimização e a conseqüente operação a menor custo, de forma compatível com os critérios de se-gurança e levando em conta as res-trições de uso múltiplo da água. Do ponto de vista da segurança do atendimento, estas atribuições po-dem ser traduzidas como a busca
de afastar os riscos de racionamento e evitar os blecautes, ao menor cus-to operacional possível.
Dentre as principais iniciativas do ONS, nesse cenário de variabilida-de variabilida-de oferta, para manter a opera-ção do SIN em padrões de qualida-de e continuidaqualida-de do suprimento qualida-de energia elétrica destacam-se:
1. Propor ampliações, através do Plano de Ampliações e Refor-ços, da Rede Básica de Transmis-são, assim como ações de apoio e indução a essa ampliação. Desta-que-se que a Rede Básica se cons-titui na malha principal essencial de transporte de energia do SIN, que é concebida de modo a permitir transferências de energia entre as grandes usinas e bacias do sistema e entre os subsistemas que o com-põem. A ampliação vem se dando de forma acelerada nos últimos 5 anos — houve acréscimo de 10.000km de linhas de transmis-são (16% do total), através da im-plantação de 110 novos circuitos (mais 22%), assim como acrésci-mo de 13.600MVA de transforma-dores (16% do total), com a im-plantação de 129 novas unidades (mais 19%) — e tem programa de expansão que assegura este ritmo. TABELA 1
Ressalte-se que o potencial de oti-mização oferecido pela transmis-são de interligação é proporcional à capacidade de transferência (não simultânea) de energia para cada sub-sistema. Assim, por exemplo, tomando dos subsistemas tradicio-nalmente importadores, cerca de 30% do mercado do Nordeste e 37% do mercado do Sul podem ser atendidos por energia de outras regiões transportada pelas interli-gações. Logo, esta transmissão pode ser considerada como usinas térmicas localizadas na fronteira das regiões recebedoras dos inter-câmbios de energia, pelo que se costuma denominá-las usinas vir-tuais. Porém são “usinas” a um pre-ço de implantação significativa-mente menor.
2. Ações de apoio e indução à ampliação da complementaridade térmica no SIN, cujo grande efeito é de que enquanto se assegurar o suprimento do combustível, exceto nas paradas técnicas, elas têm con-dição de funcionamento contínuo. Assim sendo, compensam a varia-bilidade da oferta das hidroelétri-cas. Também são utilizadas para prover segurança elétrica em áre-as de eventual deficiência da rede de transmissão que as conecta ao SIN, considerando que normal-mente se localizam próximas aos centros de carga. Entretanto, se são essenciais para a segurança do atendimento energético em perío-dos de baixa hidraulicidade, do ponto de vista da operação otimi-zada a menor custo devem ser des-pachadas no seu mínimo operati-vo em períodos de hidraulicidade favorável em que há adequado ní-vel de armazenamento nos reser-vatórios, o que se reflete em tari-fas menores ao consumidor. Por essa razão, serão tão mais favorá-veis à otimização econômica
quan-to mais flexível for sua operação, ou seja, com despacho condicio-nado à disponibilidade de energia armazenada nos reservatórios do sistema. Esta flexibilidade é obtida com maior redução possível da parcela contratual de ship e/ou take-or-pay.
Para buscar uma solução justa e que concilie os múltiplos interes-ses legítimos envolvidos, sem per-der de vista o ótimo econômico para o mercado consumidor, re-presentado pela sinergia da explo-ração das complementaridades hi-drotérmicas e eletricidade-gás na-tural, um grande trunfo é ofereci-do pelo novo modelo ofereci-do setor elé-trico que prevê o planejamento in-tegrado de todos os energéticos disponíveis no país.
SISTEMA PETROBRAS
Esta nova concepção de integra-ção a ser desenvolvida no âmbito da recém-criada EPE, empresa su-bordinada ao MME, pode ser vista como uma evolução do processo de parcerias comum ao desenvolvi-mento histórico do setor elétrico. Dentro deste conceito, a saga do ONS está visceralmente ligada ao Sistema Petrobras. O grupo tem sido ao longo da história um incansável parceiro na busca de soluções para o sistema energético do país. A Pe-trobras e suas subsidiárias são as grandes fornecedoras de combus-tíveis líquidos não só para as térmi-cas dos sistemas interligados, como dos sistemas isolados da Amazônia. Nesse particular, cabe destacar a BR que, inclusive, vem demonstrando notável capacidade na operação da logística de suprimento.
Cabe lembrar também que na crise do setor elétrico, antevista em 2000 e delineada em 2001, foi no Sistema Petrobras que o Governo buscou solução para mitigar o
de-sabastecimento através do Progra-ma Prioritário de Termoelétricas, utilizando gás natural. E a resposta veio não só com a viabilização de usinas em consórcios com capitais privados, como também na expan-são da rede de gasodutos.
Assim, tudo indica que é a hora e a vez de ampliar a complemen-taridade térmica no sistema. De pro-ver um seguro mais econômico con-tra a possibilidade de racionamen-to no âmbiracionamen-to do SIN, o que seria obtido com a aceleração da amplia-ção da participaamplia-ção térmica, prefe-rencialmente com a maior flexibili-dade possível, para o que direta ou indiretamente a parceria do Siste-ma Petrobras e do setor elétrico continuaria a ser crescentemente imprescindível. A este respeito, cabe novamente referência ao Novo Modelo do Setor Elétrico, que con-templa o planejamento energético integrado e ênfase especial para a diversificação da matriz energética com destaque da participação da geração térmica a gás natural.
Oxalá haja progresso rápido, de modo que sejam criados mecanis-mos que incentivem, tanto no lado da oferta, como no da demanda a exploração complementar e efi-ciente do uso da eletricidade e gás natural, aproveitando sobretudo pre-ços sazonais competitivos. Esta ex-ploração abriria forte possibilidade do ONS e o Sistema Petrobras im-plementarem políticas operacionais conjuntas para o uso sinérgico, ou seja, o despacho otimizado de gás natural e eletricidade, com benefí-cio para a sociedade brasileira. Isso associado à diversificação da ma-triz energética e à conservação de energia, deverá prover oferta se-gura de energia, o que será o in-dispensável indutor e catalisador do desenvolvimento sustentado deste grande país.
