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Joel Silva/ Estadão
Trecho seco do reservatório da hidrelétrica de Marimbondo, entre as cidades de Guaraci e Icém, em São Paulo Joel Silva/ Estadão

Seca deve levar reservatórios a menos de 10% de sua capacidade, projeta ONS

Responsável pelo monitoramento da energia no País, órgão cita condição crítica em quase todas as barragens da Bacia do Rio Paraná, que responde por mais da metade da geração nacional; para governo, não há risco de novo racionamento

André Borges, O Estado de S.Paulo

10 de julho de 2021 | 05h00

O reduzido nível de armazenamento de água já verificado nos principais reservatórios de hidrelétricas da Região Sudeste do País tende a se agravar até o fim deste ano, o que deve levar o setor elétrico a adotar medidas ainda mais extremas para evitar cortes de energia e possíveis desligamentos de usinas.

O Estadão teve acesso a projeções técnicas feitas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que é o órgão que tem a missão de monitorar e definir como se dá a geração de energia no País. As estimativas fechadas em junho apontam que, mesmo após a determinação para que as usinas liberem o mínimo possível de água, a maior parte dos reservatórios chegará ao fim de novembro – quando acaba o período seco – com menos de 10% do volume útil de água que podem armazenar. No limite, a depender das condições técnicas de cada usina, suas turbinas vão precisar ser desligadas, por causa do pouco volume de água disponível para passar pelas máquinas, sob o risco de comprometê-las.

Segundo o governo, esse é o período mais seco dos últimos 91 anos. No fim do mês passado, o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, fez pronunciamento em cadeia de rádio e TV pedindo à população o uso “consciente e responsável” de água e energia. O governo, porém, nega o risco de um racionamento como o de 2001.

O cenário crítico é encontrado em praticamente todas as barragens localizadas na Bacia do Rio Paraná, que abastece as Regiões Sudeste e Centro-Oeste do País. São dezenas de usinas espalhadas pela calha principal do Rio Paraná e pelos rios que compõem a sua bacia, como Paranaíba, Grande, Tietê e Paranapanema. A Bacia do Paraná responde hoje por mais da metade da capacidade nacional de geração de energia do País.

O detalhamento das condições de armazenamento de alguns reservatórios ajuda a compreender a gravidade do quadro no abastecimento. O reservatório da hidrelétrica de Furnas, por exemplo, que é uma barragem de acumulação e de regularização de água, localizada nas proximidades da cabeceira do Rio Grande, entre Minas Gerais e São Paulo, está hoje com 28% de sua capacidade de armazenamento, mas deve ficar com menos de 10% até outubro. Na calha desse mesmo rio, a barragem da usina de Marimbondo já atingiu, neste mês, o nível de apenas 10% de sua capacidade e pode chegar a 5% nos próximos meses.

Mais dramática são as projeções feitas para as barragens do Rio Paranaíba, um dos grandes rios que compõem a Bacia do Paraná. O reservatório da hidrelétrica Itumbiara está hoje com apenas 9% de seu volume útil e, até outubro, pelas projeções do ONS, esse volume certamente será inferior a 5% do total.

Baixa histórica

De maneira geral, o armazenamento somado dos reservatórios da Bacia do Rio Paraná fechou o mês de maio com menos de 29% de sua capacidade máxima, o segundo pior armazenamento verificado para este mês desde o ano 2000, ficando acima apenas do volume verificado em 2001, quando houve racionamento de energia no Brasil.

“Os resultados das projeções até novembro de 2021 apontam para condições de armazenamento em praticamente todos os reservatórios da Bacia do Rio Paraná na faixa entre 5% e 10% de seus volumes úteis durante todo o período”, afirma o ONS no documento. E alerta que, “considerando as premissas adotadas nesse estudo, caso as reduções das vazões (ações de armazenamento de água) sejam feitas para patamares inferiores aos apresentados e/ou de modo tardio, as perspectivas de armazenamentos serão piores”.

Pesquisador sênior do grupo de estudos do setor elétrico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Gesel/UFRJ), Roberto Brandão reconhece que o cenário é grave, mas afirma que, como tem garantido o Ministério de Minas e Energia, não deve haver problemas com oferta de energia. “Vai ser com emoção, sem dúvida. A realidade, por outro lado, é que há uma certa folga de geração nas demais fontes de energia, para além das hidrelétricas”, avalia o especialista. “Mesmo que ocorram problemas pontuais, devemos atravessar o ano sem grandes preocupações, longe do que se viu em 2001, por exemplo.”

Em 2001, devido a restrições de geração hidrelétrica, o governo federal determinou o racionamento de energia em todo o País, impondo um corte de 20% para o consumidor. Quem não cortava seu consumo nesse volume, tinha de pagar uma multa pela energia excedente.

Desde então, a dependência das hidrelétricas caiu de 85% para 61% com a expansão de usinas como eólica, solar e biomassa, mas também com o uso de térmicas, que encarecem a conta de luz para todos os consumidores, além de serem mais poluidoras.

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Projetos de geração e transmissão dos últimos 10 anos garantem energia hoje

Entre 2011 e 2020, a capacidade de geração do parque elétrico nacional cresceu 43%, enquanto o consumo de energia desse mesmo intervalo aumentou apenas 19%, diz UFRJ

André Borges, O Estado de S.Paulo

10 de julho de 2021 | 05h00

O grande volume de projetos de geração e transmissão de energia que entraram em operação nos últimos dez anos em todo o País, como forma de atender às projeções de crescimento econômico que se fazia à época é o que, hoje, garante o suprimento nacional, sem grandes gargalos.

A demanda esperada não se confirmou, dadas as sucessivas crises econômicas atravessadas pelo Brasil. O planejamento decenal de expansão elétrica, porém, atrelado a projeções otimistas da economia, tratou de leiloar uma série de empreendimentos que, hoje, trazem certa folga para a geração nacional. Os dados falam por si.

Entre 2011 e 2020, a capacidade de geração do parque elétrico nacional cresceu 43%, enquanto o consumo de energia verificado nesse mesmo intervalo aumentou apenas 19%, conforme dados oficiais compilados pelo grupo de estudos do setor elétrico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Gesel/UFRJ).

Se considerado um intervalo menor, de 2015 a 2020, o crescimento da capacidade de geração chegou a 20%, enquanto o consumo subiu 3,4% no mesmo período.

“Na última década, houve um investimento pesado no setor, projetado sobre um crescimento econômico que não aconteceu. Isso é natural no setor elétrico, porque a demanda tem de ser antecipada com base em planejamentos de construções que levam cinco anos, seis anos”, diz o pesquisador da UFRJ Roberto Brandão. “Embora essa demanda não tenha se materializado, o sistema cresceu muito. Isso é o que vai nos dar a capacidade de atravessar este ano.”

Medida provisória

No fim do mês passado, o governo editou uma medida provisória que dá poderes a um órgão chefiado pelo Ministério de Minas e Energia, no lugar das agências reguladoras, para decidir sobre o nível de vazão de água nos reservatórios das hidrelétricas. Para aprovar a medida no Congresso, o governo decidiu retirar do texto da MP trechos que previam a possibilidade de uma “racionalização compulsório” de energia, como antecipou o Estadão/Broadcast.

Antes de editar a MP, o governo ingressou com uma ação no Supremo Tribunal Federal (STF) questionando uma lei de Minas Gerais que definiu o reservatório de Furnas como patrimônio do Estado. A lei estadual determina que a altura mínima da água no reservatório seja de 762 metros.

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Petrolíferas seguem passos da Petrobrás e apostam no gás para gerar energia elétrica

Atualmente, existem doze projetos apenas no município de Macaé, no Rio, que visam criar usinas para transformar o gás em energia; descoberta de grande quantidade do insumo no pré-sal tem estimulado a inciativa

Fernanda Nunes e Denise Luna, O Estado de S.Paulo

10 de julho de 2021 | 05h00

RIO - Grandes empresas petrolíferas se preparam para seguir os passos da Petrobrás e avançar sobre o mercado de geração de energia. Esse modelo de negócio, em que uma empresa produtora de gás natural utiliza o insumo para gerar eletricidade em usinas térmicas próprias, foi inaugurado no Brasil pela estatal em 2001 durante a crise de racionamento de energia. Agora, com o País em meio a uma nova crise hídrica, há 12 projetos com esse mesmo desenho apenas no município de Macaé, no norte fluminense. Três deles já estão em andamento. Em todos, a proposta é aproveitar, principalmente, o gás do pré-sal para ganhar dinheiro com eletricidade.

Essa forma de atuação permitiu que a Petrobrás fosse a única vitoriosa no leilão de energia realizado pelo governo no fim de junho, ao oferecer um deságio de cerca de 50%. A companhia vendeu 162,5 megawatts (MW) médios da térmica de Cubatão, que vão ser entregues em 2025 e 2026. "Tem competitividade quem tem térmica e gás. Então, a Petrobrás é competitiva. Se a demanda do leilão fosse maior, outros grandes concorrentes poderiam ter sido atraídos", diz Nivalde de Castro, coordenador geral do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel), da UFRJ.

Maurício Tolmasquim, professor da Coppe/UFRJ e ex-presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), avalia ainda que o investimento na térmica de Cubatão já deve ter sido quase todo amortizado, o que torna a usina ainda mais competitiva. "O interesse da Petrobrás pode ter sido o contrato de longo prazo para uma usina já existente", diz.

Batizada, inicialmente, de Euzébio Rocha, a usina de Cubatão foi construída em 2007 para suprir a necessidade da refinaria instalada no município. Apenas um volume excedente de energia é vendido a terceiros. A térmica foi pensada para agregar valor ao gás natural dos campos de Merluza e Lagosta, na Bacia de Santos. Na época, a Petrobrás já contava com um número considerável de térmicas, a maioria delas construídas no Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), criado em 2001, no governo de Fernando Henrique Cardoso, para suprir o déficit de energia.

O aproveitamento do gás natural para a geração de energia ganhou ainda mais importância a partir da descoberta de um grande volume de gás no pré-sal. De olho nesse nicho, a Shell, sócia da Petrobrás no campo de Mero, um dos mais promissores da região, está construindo uma térmica no município de Macaé. A usina Marlim Azul será a primeira a transformar o gás do pré-sal em eletricidade no País. O início da operação está previsto para 2023. 

A petrolífera anglo-holandesa tem 29% de participação da Arke Energia, responsável pelo projeto. Ao seu lado estão a Mitsubishi (20%), que também fabrica equipamentos para o setor elétrico, e a sócia financeira Pátria Investimentos, com 51% do capital.

Nova Itaipu

Além desse projeto, a prefeitura de Macaé autorizou o Grupo Vale Azul a instalar duas usinas no município. As novas unidades ainda vão ser ofertadas em leilão e, por isso, não têm data de operação definida. Esse grupo atua principalmente no segmento de engenharia, mas também possui negócios na atividade de petróleo e logística. Um deles é a operação de plantas de processamento de gás natural na cidade do norte fluminense. Pela proximidade com a rede de transporte da NTS e de um terminal de gás natural liquefeito (GNL), a usina vai poder contar com o acesso a insumos de outras origens além do pré-sal.

Macaé tem potencial para se transformar numa "nova Itaipu", disse o prefeito Welberth Rezende ao ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, numa reunião, no fim de maio. Na cidade, funciona o terminal de Cabiúnas, que já recebe a maior parte do gás da Petrobrás, e a estatal vai investir em mais uma unidade, com capacidade ainda maior, o que deve transformar o município numa espécie de hub de gás. 

Grandes petrolíferas estrangeiras investidoras em campos do pré-sal - como Total, Equinor, CNPC e CNOOC - também são candidatas a formar parcerias em projetos de geração térmica na região. 

No Maranhão, a Eneva segue a mesma tendência. A empresa foi pioneira na iniciativa privada ao associar a produção dos seus campos de gás em terra a usinas térmicas construídas próximas a eles. Outra possível parceria é da Exxon, que tem concentrado esforços em campos do litoral sergipano, com a Celse, dona da térmica Porto de Sergipe. Esse projeto, no entanto, ainda é incipiente e não há acordos definidos.

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