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Alan Santos/PR - 17/8/2020
Usina em Sergipe: térmicas respondem por 25% de toda a potência instalada de geração de energia do País Alan Santos/PR - 17/8/2020

Com reservatórios em crise, setor elétrico faz pente-fino em térmicas para evitar racionamento

O operador nacional do sistema vai fazer uma varredura em cada usina em operação para saber com qual volume de geração pode contar, em um momento de níveis baixos nos reservatórios das hidrelétricas

André Borges, O Estado de S.Paulo

28 de maio de 2021 | 15h00

BRASÍLIA - Com o volume escasso de água nos principais reservatórios do País, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) decidiu fazer uma varredura em cada usina térmica instalada e em operação, para saber exatamente com o que poderá contar, a fim de afastar riscos de apagão e racionamento de energia.

Na segunda-feira, 24, a diretoria do ONS, que é o órgão responsável por fazer a gestão diária do abastecimento elétrico nacional, disparou um documento a 40 empresas do setor elétrico que possuem usinas térmicas movidas a gás, óleo diesel, biomassa e carvão. Na lista estão empresas como Petrobrás, Engie e Neoenergia, além das estatais do grupo Eletrobrás

No documento, ao qual a reportagem teve acesso, o ONS pede que, até a próxima segunda-feira, 31, cada empresa informe detalhadamente, quais são as usinas térmicas que cada empresa possui, com detalhamento semanal ou diário de seus cronogramas de manutenção e operação previstos até dezembro de 2021.

“Considerando o final do período chuvoso nas principais bacias integrantes do SIN (Sistema Interligado Nacional) e os baixos níveis de armazenamento alcançados nos principais reservatórios de regularização, torna-se imprescindível a maximização da disponibilidade de geração térmica para garantir o atendimento eletroenergético”, afirma a diretoria do ONS, no documento.

No último período chuvoso, iniciado no fim de novembro e encerrado em abril, as águas podem ter caído em bom volume sobre muitos centros urbanos, mas não é isso o que se viu nas principais cabeceiras de rios do País. Se há ocorrência de água abundante nessas áreas, todo o sistema hidrelétrico passa a ser irrigado. Quando as chuvas nessas localidades não ocorrem, porém, as usinas rio abaixo ficam prejudicadas. 

No documento enviado às empresas, o ONS alerta que, considerando o potencial de geração de energia hidrelétrica acumulado entre setembro de 2020 e maio deste ano, esta “configurou-se como a pior condição hidrológica” de todo o histórico de vazões em 91 anos de medição (desde 1931).

Segurança energética

A necessidade de o País recorrer às suas usinas térmicas para garantir o abastecimento elétrico deve-se à possibilidade de garantir um volume específico de geração, diferentemente do que acontece com as demais fontes do País. Usinas hidrelétricas, eólicas e solares dependem, fundamentalmente, de condições naturais para gerar energia. Se não há água, vento e sol, não tem geração. Acrescenta-se a isso o fato de que a energia deve ser consumida no momento em que é gerada, ou seja, não pode ser armazenada para ser usada em outro momento. Com as térmicas, porém, é possível gerenciar o volume e o tempo de produção. O preço dessa energia, no entanto, é bem mais caro que as demais, além de serem mais poluentes. 

O Brasil conta hoje com 3.180 usinas térmicas em operação, que respondem por 25% de toda a potência instalada de geração de energia do País. Diariamente, o ONS define o que deve ser acionado e aquilo que não será utilizado. Atualmente, a ordem é colocar as térmicas a plena carga e é isso o que tem ocorrido. 

Na quinta-feira, 27, por exemplo, 21% de toda a energia consumida no Brasil foi gerada por usinas térmicas, cuja funcionamento básico se baseia no aquecimento de água e produção de vapor, um processo que impulsiona a turbina e gera energia.

Nesta sexta, conforme antecipou o Estadão/Broadcast, o governo publicou um alerta de emergência hídrica para o período de junho a setembro em cinco Estados brasileiros: Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo e Paraná. Todas as unidades da federação atingidas estão na bacia do Rio Paraná, polo de produção agropecuária e de grandes hidrelétricas. Na região a situação é classificada como "severa" e a previsão é de pouco volume de chuvas para o período. É o primeiro alerta dessa natureza em 111 anos de serviços meteorológicos do País.

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Governo confirma alerta de emergência hídrica para cinco Estados de junho a setembro

É o primeiro alerta dessa natureza em 111 anos de serviços meteorológicos do País; Minas, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo e Paraná são atingidos pela bacia do Rio Paraná, onde a situação é classificada como 'severa'

Gustavo Porto e Marlla Sabino, O Estado de S.Paulo

28 de maio de 2021 | 11h29
Atualizado 28 de maio de 2021 | 22h31

BRASÍLIA - O governo publicou nesta sexta-feira, 28, um alerta de emergência hídrica para o período de junho a setembro em cinco Estados brasileiros: Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo e Paraná. O anúncio foi antecipado pelo Estadão/Broadcast. Todas as unidades da federação atingidas estão na bacia do Rio Paraná, polo de produção agropecuária e de grandes hidrelétricas. Na região a situação é classificada como "severa" e a previsão é de pouco volume de chuvas para o período.

É o primeiro alerta dessa natureza em 111 anos de serviços meteorológicos do País. A medida corrobora as declarações do presidente Jair Bolsonaro e do ministro das Minas e Energia, Bento Albuquerque, de que o Brasil enfrenta a maior crise hídrica dos últimos tempos.

O documento foi divulgado de forma conjunta pelo Sistema Nacional de Meteorologia (SNM), órgãos federais ligados à meteorologia, a Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA) e o Centro Nacional de Monitoramento e Alerta de Desastres Naturais (Cemaden). As instituições reforçam que a emergência hídrica é associada à escassez de precipitação na região hidrográfica e a previsão de que o cenário persista até setembro.

Após reportagem do Estadão/Broadcast, o governo reconheceu a importância de flexibilizar restrições hidráulicas em usinas localizadas nas bacias dos rios Grande e Paraná. Serão adotadas medidas para "segurar" água nos reservatórios das hidrelétricas, evitando que seja liberado um volume usado, por exemplo, para assegurar a navegação em rios e garantir água potável para a população de alguns municípios onde a força dos rios que deságuam no mar evita o retorno da água salgada.

 A decisão foi anunciada na noite de quinta-feira, 27, após reunião extraordinária do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), presidido pelo Ministério de Minas e Energia. No encontro, o colegiado foi informado da situação hidrológica crítica vivenciada na bacia do rio Paraná, onde estão localizadas usinas hidrelétricas com os principais reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Causas

De acordo com o SNM, o déficit de precipitação na bacia do Paraná está provavelmente relacionado à influência de dois fenômenos atmosféricos de grande escala. O primeiro é La Niña, de outubro de 2020 a março de 2021. O fenômeno traz resfriamento das águas do Oceano Pacífico, diminui a temperatura da superfície do mar, altera o padrão de circulação global e, entre as características do período, reduziu chuvas no Sul do Brasil.

O segundo é a Oscilação Antártica (OA), responsável por alterar o padrão de pressão atmosférica na região. Desde outubro de 2020 a OA tem atuado para impedir que sistemas causadores de chuvas se desloquem sobre as regiões continentais da América do Sul.

 

A situação de escassez hídrica, no entanto, é anterior. Segundo levantamento feito pelos órgãos a partir da análise de chuvas entre outubro de 2019 e abril de 2021 na bacia do Paraná, apenas em dezembro de 2019, agosto de 2020 e janeiro de 2021 as precipitações ficaram acima da média. "Durante a maior parte do período houve predomínio de déficit de precipitação, principalmente a partir de fevereiro de 2021.

Essa característica se mantém no mês atual, com acumulado parcial de 27 milímetros para a bacia, ou seja, abaixo do acumulado climatológico que é de 98 milímetros. "O SNM alerta que o índice de precipitação na maior parte da bacia hidrográfica apresenta-se moderado a extremo, considerando os últimos 6 e 12 meses, bem como em uma análise de um período mais longo, dos últimos 48 meses. Ou seja, a situação atual de déficit de precipitação é severa", alerta.

A previsão de precipitação indica acumulado máximo em 15 dias de 60 mm apenas na região central do Paraná, ocasionados por sistemas meteorológicos de pequena escala. Nos outros quatro Estados da bacia, a previsão indica pouco volume de precipitação para os próximos dias. Para o trimestre entre junho e agosto, a previsão indica chuva abaixo da faixa normal sobre o centro-sul do Estado do Paraná e pouco volume de chuva em toda a bacia.

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Sabesp descarta risco de falta de água na capital, mas situação em parte do interior de SP preocupa

Apesar do baixo volume de chuvas, o nível dos reservatórios que atendem a região metropolitana está em 56%, considerado seguro; restrição da oferta de água é maior nos municípios de Franca e São José do Rio Preto

Márcia De Chiara, O Estado de S.Paulo

28 de maio de 2021 | 19h38

O alerta da pior seca dos últimos 111 anos prevista até setembro não afeta, no momento, de forma generalizada o abastecimento de água potável no Estado de São Paulo. Há problemas, no entanto, em alguns municípios do Noroeste e Nordeste paulista, mas, segundo a Sabesp, companhia responsável pelo abastecimento de água no Estado, são casos pontuais e de fácil solução.

Ontem, a média dos oito reservatórios que abastecem a Região Metropolitana de São Paulo, era de 56,1%. É  uma marca equivalente à registrada nesta mesma época do ano em 2018, quando não houve problemas de falta de água potável para a população.

“Gostaria de ter 60%, 65%, claro, mas esse nível neste momento não é preocupante, estamos tranquilos”, afirmou o diretor-presidente da Sabesp, Benedito Braga. Ele destacou que, por enquanto, não prevê necessidade de racionamento de água na Região Metropolitana de São Paulo.

Além do nível dos reservatórios não ser preocupante, ele argumenta que, após a crise hídrica de 2014, a população está usando a água de forma mais racional. Na época, o consumo médio na Região Metropolitana era de 72 mil litros por segundo. Hoje está entre 62 e 63  mil litros por segundo. “Precisamos focar que as pessoas  mantenham esses bons hábitos de consumo e façam um esforço a mais nesse sentido.”

Se a população atender ao chamado para continuar economizando água, o executivo acredita que a infraestrutura implementada pela companhia desde 2014 será suficiente para garantir o abastecimento de pessoas, comércio e indústria.

Gargalo

Apesar da situação tranquila na Região Metropolitana São Paulo, Braga admite que há  restrições severas  na oferta de água em algumas regiões do Estado, como nas áreas dos municípios de São José do Rio Preto e Franca. Mas, na sua avaliação, são restrições pontuais.

Neste caso, o executivo argumenta que a ampliação da oferta de água pode ser  resolvida com pequenas obras, como abertura de poços de captação, além de campanhas de conscientização do uso racional da água.  Boa parte do interior paulista usa água do aquífero Guarani, que segundo Braga, reúne recursos hídricos suficientes para atender a população sem problemas.

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Celso Ming
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Celso Ming: Emergência hídrica já era previsível e a culpa não é apenas de São Pedro

A crise hídrica já estava no radar há um bom tempo e, apesar da pandemia ter retardado a situação, nada foi feito para evitar o desequilíbrio

Celso Ming, O Estado de S.Paulo

28 de maio de 2021 | 19h02

O governo decretou nesta sexta-feira “alerta de emergência hídrica” de junho a setembro em cinco Estados das Regiões Sudeste/Centro-Oeste: Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo e Paraná. É o primeiro reconhecimento de que o País passa por grave crise hídrica.

 Quem afirma que se trata apenas de fatalidade age como o avestruz, que enfia a cabeça na areia para não encarar o perigo. Sim, choveu de menos, o que sempre acontece quando prevalece o fenômeno meteorológico La Niña no Oceano Pacífico – que desvia as chuvas do Centro-Sul do Brasil. Mas a questão em jogo não é tentar controlar megafenômenos climáticos, mas dispor de um sistema gerador de energia elétrica que não dependa tanto do humor de São Pedro.

Esta crise era previsível. Só não aconteceu em 2020 porque a pandemia derrubou a atividade econômica em 4,1% e, com ela, derrubou o consumo de energia em 1,6% (veja gráfico). Porque nada se fez de lá para cá para evitar o desequilíbrio, agora a crise bate em cheio na economia em recuperação, que enfrenta 14,8 milhões de desempregados e outros 6,0 milhões de desalentados.

 

Há três coisas a fazer. A primeira é cuidar da emergência. Não dá para tentar conter o consumo de energia elétrica apenas pelo aumento de tarifas e acionamento de termoelétricas. Alguma forma de racionalização do consumo terá de ser providenciada até outubro, quando se espera que o regime hidrológico comece a se normalizar. Parece inevitável que a indústria eletrointensiva, altamente dependente da eletrólise ou de fornos elétricos, terá de passar por um regime especial destinado a enfrentar a crise.

A médio prazo, é inevitável armazenar mais água nos reservatórios, inclusive no período úmido e, nesse meio tempo, acionar, com a racionalidade esperada, fontes alternativas de energia, especialmente as usinas térmicas. O objetivo dessa manobra é dar maior previsibilidade aos preços e diminuir a geração de energia pelas termoelétricas de alto custo.

E a longo prazo, é preciso entender que a maior crise não é de conjuntura hidrológica; é estrutural. A exaustão dos reservatórios no período seco é recorrente. As hidrelétricas começam o ano com 55% de nível de água em seus reservatórios e antes do fim do ano já não têm mais de 25%. Se começam o ano com nível insatisfatório é porque já não estão dando conta das necessidades.

 

O parque termoelétrico está aí para ser acionado no tempo de seca, mas grande número de usinas dessa área é ineficiente, tecnologicamente atrasada ou não está em condições de operar, seja porque não pode ser alimentada por combustíveis por falta de dutos, seja porque seu equipamento está deteriorado.

Como resultado, as tarifas de energia elétrica enfrentam enorme volatilidade. Algumas indústrias chegam a paralisar suas atividades para revender seus contratos de energia no mercado livre para obter mais resultados do que teriam com sua atividade normal. Ou seja, é preciso reorganizar toda a rede de termoelétricas, eliminar as inúteis e reequipar as que têm futuro.

Além disso, está mais do que na hora de definir amplo programa de geração de energia limpa, especialmente as de fontes eólica e fotovoltaica, nos moldes do que acaba de ser anunciado nos Estados Unidos, pelo presidente Joe Biden. Por enquanto a maior participação dessa energia na matriz energética do Brasil está sendo realizada mais por iniciativa privada espontânea do que por decisão política. Embora sejam a tendência mundial, essas atividades no Brasil carregam indefinições regulatórias e inseguranças jurídicas que precisam ser dirimidas de uma vez.

 Um jeito primário de encarar os problemas é apontar culpados e escrachá-los – o que é pouco. Melhor entender que são consequências de decisões equivocadas ou, simplesmente, de incompetência de quem está ou esteve no comando. E tratar de equacioná-los com atitudes racionais e não com dança da chuva.

CELSO MING É COMENTARISTA DE ECONOMIA 

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Falha em linha de transmissão desliga sete turbinas na usina Belo Monte; Aneel pede explicações

O incidente interrompeu o funcionamento das turbinas da usina Belo Monte por meia hora e, segundo relatos nas redes sociais, deixou alguns municípios sem energia elétrica

Denise Luna e Marlla Sabino, O Estado de S.Paulo

28 de maio de 2021 | 18h12

RIO E BRASÍLIA - Em um momento em que o sistema elétrico brasileiro se encontra pressionado pela maior seca dos últimos 90 anos, uma falha na linha de transmissão de uma das maiores usinas hidrelétricas brasileiras, Belo Monte, no rio Xingu, Pará, Norte do País, provocou o desligamento de sete turbinas da usina operada da Norte Energia.

O acidente tirou 4 mil megawatts do Sistema Interligado Nacional (SIN) no final da manhã desta sexta-feira, das 11h às 11h30, deixando alguns municípios temporariamente sem energia elétrica. As regiões mais afetadas foram o Norte, o Nordeste e o Centro-Oeste.  Os Estados de Sergipe, Amapá e Mato Grosso do Sul foram os que mais demoraram a restabelecer o abastecimento.

A falha ocorreu cerca de seis meses depois do apagão do Amapá, em novembro do ano passado, e também em um momento crítico para o setor elétrico. Por causa da seca, os reservatórios das hidrelétricas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, responsáveis por 70% da geração hídrica do País, estão em declínio, o que pode afetar o abastecimento se grandes cargas forem retiradas do sistema.

As causas e as consequências do acidente em Belo Monte ainda não foram divulgadas. De acordo com o  presidente da Norte Energia, Paulo Roberto Pinto, após o acidente na linha de transmissão, o sistema de proteção da usina hidrelétrica desligou as turbinas automaticamente. "Deixamos de injetar 4 mil megawatts no sistema por meia hora, mas foi restabelecido em seguida", disse Pinto ao Estadão/Broadcast

Segundo o Operador Nacional do Sistema (ONS) ocorreram dois desligamentos na linha de transmissão bipolo Xingu/Estreito, que escoa a energia da usina hidrelétrica Belo Monte, no Pará. Segundo o operador, às 11h06 houve o primeiro desligamento, do Polo 1, e às 11h26, do Polo 2 do mesmo sistema.

"Com o objetivo de evitar sobrecarga no Elo CC 800 kV Xingu/Terminal Rio, um Sistema Especial de Proteção (SEP) atuou, comandando o desligamento de sete unidades geradoras da usina hidrelétrica de Belo Monte, com interrupção de aproximadamente 4.050 MW de geração", afirmou o ONS em nota.

Ao identificar uma variação de frequência no sistema, o Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) do ONS cortou 3.400 MW de carga, atingindo várias localidades, para evitar maiores reflexos no Sistema Interligado Nacional (SIN). As regiões afetadas não foram informadas.

Ainda de acordo com o operador, às 11h31min foi liberada a retomada de todas as cargas cortadas e às 11h45, todas as cargas do SIN já estavam regularizadas. "O ONS reitera que, assim que identificou o problema, atuou prontamente para restabelecer o mais rápido possível o fornecimento de energia. O ONS avaliará as causas da ocorrência junto aos agentes envolvidos e, posteriormente, fará um Relatório de Análise da Perturbação (RAP)", conclui a nota.

Aneel pede explicações

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) pediu explicações à Belo Monte Transmissora de Energia sobre a ocorrência nesta sexta-feira.  

Segundo a área de fiscalização da agência, uma primeira ocorrência, às 11h06, na linha de transmissão de alta tensão entre Pará e Minas Gerais, que escoa energia de Belo Monte, teria causado sobrecarga em outros polos do sistema de transmissão associado à usina, "sem maiores consequências para o Sistema Interligado".

A agência informou ainda que, na sequência, às 11h26, houve um segundo desligamento na linha, e o desligamento de sete unidades geradoras da usina Belo Monte, o que causou o corte de carga. A Aneel não informou quais localidades do País tiveram o fornecimento de energia elétrica comprometido.

No ofício, a agência reguladora estabeleceu prazo de um dia, a partir do recebimento do documento, para a concessionária apresentar esclarecimentos sobre a ocorrência. A empresa também terá que informar as medidas adotadas para solucionar o problema e evitar a reincidência dos acontecimentos.

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Conta de luz ficará mais cara em junho com bandeira tarifária no patamar mais alto

Considerando que País está entrando no período seco com nível crítico nos reservatórios, perspectiva entre os agentes do setor elétrico é que a agência mantenha o patamar mais alto da bandeira até o final do ano

Marlla Sabino, O Estado de S.Paulo

28 de maio de 2021 | 22h03

BRASÍLIA - Diante do nível crítico nos reservatórios das usinas hidrelétricas, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu nesta sexta-feira, 28, acionar o patamar mais alto do sistema de bandeiras tarifárias em junho. Com a bandeira vermelha patamar 2, a conta de luz dos consumidores ficará ainda mais cara a partir do próximo mês, com a cobrança adicional de R$ 6,243 a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos. 

Segundo a agência reguladora, o mês de junho começa com os principais reservatórios do setor elétrico em níveis mais baixos para essa época do ano, o que representa uma redução na geração de usinas hidrelétricas e necessidade de acionar mais usinas térmicas, que geram energia mais cara. 

A última vez que a agência reguladora acionou o patamar mais alto da bandeira tarifária foi em dezembro, após meses sem a cobrança adicional por conta da pandemia. Em maio também foi acionada a bandeira vermelha, mas no patamar 1, cuja cobrança é de R$ 4,169 a cada 100 kWh consumidos. Nos meses anteriores, de janeiro a abril, vigorou bandeira amarela, com taxa adicional de R$ 1,343 a cada 100 kWh. 

O sistema de bandeiras tarifárias foi criado em 2015 para sinalizar ao consumidor o custo da geração de energia elétrica no País. Na prática, as cores e modalidades – verde, amarela ou vermelha- indicam se haverá ou não cobrança extra nas contas de luz.

A bandeira verde, quando não há cobrança adicional, significa que o custo para produzir energia está baixo. O acionamento das bandeiras amarela e vermelha representa um aumento no custo da geração e a necessidade de acionamento de térmicas, o que está ligado principalmente ao volume dos reservatórios e das chuvas.

Considerando que o País está entrando no período seco com nível crítico nos reservatórios, é baixa a expectativa de que a situação se resolva nos próximos meses. A perspectiva entre os agentes do setor elétrico é que a agência mantenha o patamar mais alto da bandeira até o final do ano, o que pressiona o bolso dos consumidores e a inflação.

Além disso, está em discussão da agência reguladora novos valores para as bandeiras tarifárias. Pela proposta apresentada em março, as taxas cobradas na bandeira vermelha irão aumentar. No patamar 1, a taxa adicional pode subir de R$ 4,169 a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos para R$ 4,599 - aumento de 10%. No patamar 2, o mais caro do sistema, o reajuste pode chegar a 21%, passando de R$ 6,243 a cada 100 kWh para R$ 7,571.

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