Economia & Energia
Ano IX -No 49:
Abril - Maio
2005 
ISSN 1518-2932

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 Editorial:

O Futuro do Sistema Elétrico Brasileiro

Artigo:

Um “Porto de Destino” para  o Sistema Elétrico Brasileiro

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Artigo:

(texto completo)

Características dos Sistemas Elétricos Integrados do Brasil e sua Projeção até o Horizonte de 2035

Texto para Discussão e download:

Anexo 1: Nota Metodológica  sobre Modelo Simples de Simulação de Sistemas Hidrelétricos

Anexo 2:  Cenário Macroeconômico de Referência

Anexo 3: Projeção da Demanda de Energia Elétrica com base na Energia Equivalente

Anexo 4: Nota Metodológica sobre a Introdução de Térmicas em Sistema Predominante Hidrelétrico com Auxílio de um Modelo

 

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 Editorial:

O Futuro do Sistema Elétrico Brasileiro

O Brasil – que já domina comercialmente o ciclo de combustível dos reatores PWR, inclusive na etapa mais sensível do enriquecimento – tem a oportunidade de manter o acesso a esta fonte de energia. A conclusão da usina de Angra 3, que se insere perfeitamente nas necessidades energéticas do futuro próximo, é um passo importante na consolidação do acesso a esta fonte energética.  

Artigo:

Um “Porto de Destino” para o Sistema Elétrico Brasileiro:
Equipe Técnica: Carlos Feu Alvim (coordenador), José Israel Vargas, Othon Luiz Pinheiro da Silva, Omar Campos Ferreira, Frida Eidelman

A ONG Economia & Energia, mantenedora dessa Revista, realizou estudo sobre o futuro do sistema elétrico brasileiro que está sendo integralmente colocado à disposição dos leitores.

O estudo é composto de um artigo técnico e quatro anexos:

Arquivos em pdf:

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Artigo técnico:

 Características dos Sistemas Elétricos Integrados do Brasil e sua Projeção até o Horizonte de 2035

 

Anexos

Editorial:

O Futuro do Sistema Elétrico Brasileiro

 A necessidade de centrais térmicas para a geração de eletricidade  no Brasil não é motivada pelo esgotamento do potencial hídrico; ela advém da necessidade de regulação do sistema que não vem conseguindo mais aprovação para construir os grandes reservatórios plurianuais que serviam para regulá-lo . Esta é a conclusão que se pode chegar a partir do estudo que a organização não governamental Economia e Energia – e&e, mantenedora desta revista, está colocando à disposição de nossos leitores. O trabalho aborda a produção de eletricidade no Brasil no horizonte 2035 sob o título:  “Um Porto de Destino para o Sistema Elétrico Brasileiro” .

 O estudo salienta que embora o papel complementar das térmicas já seja reconhecido pelo planejamento oficial, as conseqüências de seu caráter regulador não foram inteiramente assimiladas. Como reguladoras, as centrais térmicas têm que estar prontas para suprir as faltas e reduzir seu ritmo de produção  ou simplesmente interrompê-la para aproveitar os excedentes de água que periodicamente ocorrem por variações sazonais ou oscilações anuais do regime de chuvas. As necessidades de interrupção podem ser de meses, o que exige que o combustível utilizado seja estocável. Não é obviamente o caso das centrais baseadas em gás natural associado, cujo ritmo segue o da produção do petróleo ou das que usem gás “take or pay” importado.

 A capacidade de estocar energia nas barragens que já foi de dois anos estava reduzida a 5,8 meses em 2003. Para a regulação sazonal são necessários um pouco menos de três meses e para enfrentar um ano seco, como o de 2001, são necessários um pouco mais de dois meses adicionais. Isto perfaz uma necessidade de cinco meses de energia hídrica armazenada para que um sistema hídrico se auto-regule. As usinas que estavam programadas para entrar em operação entre 2004 e 2008 tinham razão acumulação/ produção de dois meses sendo a perspectiva de que essa razão continue a cair para o conjunto de centrais.

 Para agravar o problema, os aproveitamentos da Região Norte e do Centro Oeste, que representam 83%  do potencial a explorar, apresentam período seco mais longo e afluência mínima menor que os da Região Sudeste onde atualmente se concentra maior capacidade de armazenamento e geração. O trabalho também mostra que a imaginada complementaridade dos regimes de chuva não é corroborada pelos dados históricos de  vazões que mostram que as regiões brasileiras, com exceção da Região Sul, apresentam meses de seca mais ou menos coincidentes

 Para evitar cenários de crescimento que expressam mais um desejo governamental que uma realidade provável, a e&e trabalha com sua própria projeção econômica que leva em conta as limitações macroeconômicas existentes. Os cenários de crescimento são, de modo geral, inferiores aos oficiais. O crescimento econômico médio, para o período 2005-2010, é estimado em 3,7% ao ano e, para o período 2003 a 2035, em 4,7% ao ano.

 O estudo usa o conceito de energia equivalente para ligar o PIB ao consumo energético. Esse tratamento considera a eficiência intrínseca de cada energético por setor de uso e torna a dependência entre o consumo de energia e a economia muito mais sólida. Por exemplo, muitos dos propalados ganhos de eficiência energética na Europa Ocidental nas últimas décadas se devem à substituição do carvão mineral pelo gás natural (intrinsecamente mais eficiente).

  Também foi considerado que o Brasil já apresenta uma participação da eletricidade no consumo global energético medido em energia equivalente quase de país desenvolvido. Esta participação que já é de 33% deverá subir para 35%. A avaliação não comete o engano comum de considerar um crescimento da eletricidade muito superior ao do PIB no longo prazo (elasticidades muito superiores a 1).

 Essa participação da eletricidade, superior à esperada, decorre da alta participação dos eletrointensivos (alumínio, por exemplo) no parque industrial brasileiro . Por outro lado, existe o subconsumo em outros setores industriais que ainda não se modernizaram, no transporte coletivo das cidades e no grande número de residências com baixo ou nenhum consumo de eletricidade. Isto tende a garantir taxas de crescimento de eletricidade ligeiramente superiores ao crescimento do PIB por muito tempo.

 Finalmente, a projeção da capacidade térmica necessária é feita considerando a necessidade de regulação térmica em função da capacidade do estoque de energia hídrica disponível e prevendo, além disso, só um consumo de 5% de energia térmica na base. Quanto ao  potencial hidroelétrico, supõe-se que todo o potencial estimado até 2003 será confirmado e ainda acrescido de cerca 100 GW, chegando a cerca de 370 GW, e que será atingido um índice de exploração de 80% do total que é altíssimo em termos mundiais.

 A natureza desta complementação é também bastante conservadora sendo suposto que 70% do total seria de energia térmica convencional e a proporção atual da participação nuclear na energia térmica (30%) seria mantida. Esta proporção é inferior a atualmente praticada nos países europeus (35%) e próxima a dos países da OCDE (28%).

 Todas estas suposições conservadoras resultam em uma participação da energia hídrica ainda de 85% em 2030, caindo para 74% em 2035. A participação da energia nuclear seria de 5% e 9%, respectivamente e o restante de térmicas convencionais. Em termos de potência instalada em 2035, haveriam 270 GW instalados de usinas hidrelétricas, 90 GW de térmicas convencionais e 36 de GW de nuclear o que equivale a cerca de 28 centrais de 1,3 GW, das quais 20 estariam comprometidas com a regulação e 8 corresponderiam à necessidade resultante do esgotamento do potencial hidroelétrico.

 Dentro das térmicas convencionais existe um considerável espaço para as usinas de biomassa (bagaço de cana e outros resíduos vegetais) que poderiam contribuir significativamente para a regulação pelo fato de que sua produção se concentraria no período seco.

 Também foi estudada a hipótese de que os custos da geração e transporte da geração hídrica cresceriam dentro de hipóteses formuladas em estudo anterior do setor elétrico. O potencial hidrelétrico explorável seria, nesta hipótese, limitado a  140 GW. A potência térmica requerida seria de 214 GW instalados, dos quais 62 GW seriam nucleares.

 Não parece, a luz do estudo da e&e e de outros existentes, haver dúvida da necessidade da energia térmica para permitir que se expanda o parque de geração hidráulico.

 Dentro do debate que está em pauta sobre o futuro da energia nuclear no Brasil os autores consideram que não existe no horizonte visível nenhuma energia que não a nuclear que possa dar contribuição significativa nos países desenvolvidos nos próximos 20 anos. Isto significa que para o Brasil – fora a biomassa e o maior aproveitamento do potencial hidráulico – não se deve contar com outras fontes primárias de energia, além das que foram consideradas no estudo, nos próximos trinta anos.  Ou seja, o Brasil não deve prescindir da contribuição nuclear.

 Para os outros países em desenvolvimento, a opção nuclear pode estar sendo fechada sob alegações de não proliferação. O Brasil – que já domina comercialmente o ciclo de combustível dos reatores PWR, inclusive na etapa mais sensível do enriquecimento – tem a oportunidade de manter o acesso a esta fonte de energia. A conclusão da usina de Angra 3, que se insere perfeitamente nas necessidades energéticas do futuro próximo, é um passo importante na consolidação do acesso a esta fonte energética.  

 Certamente a introdução da energia nuclear no Brasil foi ditada, no passado, por um exagero na projeção da demanda energética e por outros motivos não relacionados a ela. A decisão de não prosseguir Angra 3 só faz sentido quando se olha o futuro energético brasileiro com um horizonte de tempo muito limitado. Sua necessidade para regulação do sistema já existe para 2011.

 A introdução da energia nuclear na matriz energética brasileira pode ter tido o “pecado original” de ter sido precoce, erro muito maior será protelar a decisão de construir Angra 3 e deixar de contar com a contribuição nuclear quando ela será realmente necessária.

 

 

Graphic Edition/Edição Gráfica:
MAK
Editoração Eletrônic
a

Revised/Revisado:
Monday, 05 March 2007
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