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O problema da escassez hidrelétrica faz com que o Brasil ative, neste momento, maciçamente suas termelétricas e uma planta que deve se juntar a essa geração de energia é a Central Térmica Uruguaiana. De acordo com informações do Operador Nacional do Sistema (ONS) Elétrico, a operação da usina está prevista de outubro até dezembro, mas para isso se materializar é preciso garantir o fornecimento de combustível.
O diretor-geral do ONS, Luiz Carlos Ciocchi, detalha que o empreendimento depende do gás importado da Argentina. “O ONS, com o ministério de Minas e Energia, está conversando com a secretaria de energia argentina para compatibilizar essa perspectiva”, revela o dirigente. Ele argumenta que a proprietária da usina (a Âmbar Energia) tem todo o interesse em colocá-la em funcionamento, mas existem algumas variáveis que precisam ser equacionadas para isso, entre as quais a disponibilidade do gás natural. O integrante do Operador Nacional do Sistema Elétrico ressalta que esse combustível, com o efeito da crise energética global, tem verificado um intenso aumento de preços.
Conforme Ciocchi, seria importante contar com a usina gaúcha, contudo, caso não seja possível, há outros recursos a serem empregados. “Seria muito bom que tivesse (a disponibilidade da térmica) e principalmente nesta janela até o final do ano, pois dali para frente a gente tem uma intensidade maior do período chuvoso e vai ser muito difícil alocar essa usina, tanto é que o contrato negociado é justamente por esse período de outubro, novembro e dezembro”, comenta o dirigente.
Ciocchi reforça que a térmica já realizou testes operacionais, com resultados positivos, e a expectativa é que o complexo entre em operação ainda em outubro, entretanto existe a incógnita do suprimento de gás. A usina possui uma capacidade instalada de 640 MW (o que equivale a cerca de 15% da demanda média de energia elétrica do Rio Grande do Sul). A estrutura não produz energia de forma contínua desde 2009, justamente devido às dificuldades de oferta de combustível oriundo da Argentina. A geração da térmica foi retomada, em caráter emergencial, entre 2013 e 2015, por períodos temporários.
A termelétrica foi adquirida em junho deste ano pela Âmbar Energia. A empresa, do Grupo J&F, comprou o ativo da argentina Saesa, que por sua vez havia assumido o empreendimento que anteriormente pertencia ao Grupo AES. A reportagem do Jornal do Comércio tentou contato com a Âmbar Energia para obter mais detalhes sobre a perspectiva de atividade da térmica, mas até o fechamento dessa matéria não houve retorno. A usina foi citada pelo diretor-geral do ONS durante o painel de abertura do Encontro Nacional de Agentes do Setor Elétrico (Enase), realizado nesta quarta-feira (13).
Possibilidade de racionamento de energia é descartada para este ano
Mesmo enfrentando uma das piores situações de insuficiência hidrelétrica de sua história, o País não corre risco de racionamento de energia em 2021, afirma o diretor-geral do ONS, Luiz Carlos Ciocchi. Porém, ele enfatiza que todas as medidas adotadas para amenizar os impactos da limitação da hidreletricidade precisam ser mantidas para se ter uma posição mais confortável para o próximo ano. Entre as ações que foram empregadas, o dirigente lista o aumento da oferta de energia, ampliação da capacidade do sistema de transmissão, elevação da disponibilidade de importação e ações de promoção do consumo mais eficiente.
O dirigente destaca que o Brasil possui uma matriz elétrica diversificada e uma extensa malha de transmissão, o que é fundamental para lidar com o momento que o País atravessa. “Hoje, na escassez hídrica, estamos trazendo muita energia do Nordeste (especialmente eólica). O Nordeste se tornou uma região exportadora de energia”, frisa o integrante do ONS. Ele informa que o País verifica cerca de 165 mil quilômetros em linhas de transmissão atualmente e para 2025 a perspectiva é chegar a aproximadamente 184 mil quilômetros.
O dirigente cita ainda o aumento da capacidade de geração de energia elétrica. Até 2030, a maior expansão se dará através das fontes eólica, solar e gás natural. A geração distribuída (feita pelo próprio consumidor, na maioria das vezes por painéis fotovoltaicos) também ganhará espaço. De 2020 a 2030, a fonte eólica passará de uma capacidade instalada de 15,9 mil MW para 32,2 mil MW, a solar de 3,1 mil MW para 8,4 mil MW, o gás natural de 14,1 mil MW para 22 mil MW e a geração distribuída de 4,2 mil MW para 24,5 mil MW. Na contramão, o carvão diminuirá de potência, passando de 3 mil MW para 700 MW, o mesmo acontecendo com as usinas a diesel e óleo, reduzindo de 4,4 mil MW para 300 MW.
Ciocchi diz que já neste ano se verifica o avanço da produção de energias renováveis. No dia 28 de setembro, por exemplo, foi atingido o recorde no Sistema Interligado Nacional em relação à fonte solar, com um pico de geração fotovoltaica instantânea no valor de 3.626 MW, às 10h52min, representando 4,7% da demanda nacional. Já quanto à energia eólica, o último recorde de produção média foi registrado em 6 de agosto, 11.680 MW médios, o que representa 104,4% da demanda do Nordeste.
Também presente ao Enase, o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Thiago Barral, argumenta que a atual carência energética passa pelo fato das vazões hídricas terem ficado persistentemente abaixo da média desde 2014, com a piora no período de 2020 a 2021. Um obstáculo apontado por ele para o incremento da produção hidrelétrica é o aumento do uso da água para outras atividades, como agricultura, navegação e turismo.
Já o presidente do Conselho de Administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Rui Altieri Silva, ponderou, durante o encontro, que a tendência é da abertura de mercado de energia e da liberdade de escolha para o consumidor. “É inevitável a expansão da micro e minigeração de energia”, acrescentou o dirigente. Por sua vez, o presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico (Fase), Mário Menel, defendeu a necessidade de modernização do parque gerador nacional.
Bandeira de escassez hídrica será insuficiente para cobrir custos do setor elétrico
Para custear gastos do acionamento de térmicas e da importação de energia, a Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG) criou a bandeira de escassez hídrica, que prevê a cobrança de R$ 14,20 a cada 100 kWh consumidos. O valor é embutido na conta de luz de cada consumidor, com exceção dos beneficiários da tarifa social. No entanto, o mecanismo não bastará para arcar com todos esses custos extras, antecipa a secretária-executiva do ministério de Minas e Energia, Marisete Pereira.
“A bandeira de escassez hídrica, que vai vigorar de setembro de 2021 até abril de 2022, não será suficiente para a cobertura de todos os recursos que utilizamos para a segurança energética”, adianta a secretária. Ela informa que haverá uma reunião nos próximos dias com a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) para tratar do assunto. Apesar das questões paralelas pelas quais passa o setor elétrico nacional hoje, o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, afirma que o Brasil não se esqueceu do desafio de operar uma transição energética baseada em gerações de menor impacto ambiental.
“O sucesso da transição energética global dependerá de todas as tecnologias e fontes viáveis para fazer frente à meta de reduzir as emissões de CO2”, sustenta Albuquerque. Ele enfatiza que o Brasil possui uma posição de destaque quando se trata desse assunto, já que 83% da sua matriz elétrica é composta por produção renovável, um patamar quase sem equivalente no planeta.