Hidrelétricas, como Paulo Afonso, que abastece o Nordeste, estão com baixo nível de água
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Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o apagão
que atingiu partes das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste no início de
fevereiro não foi causado, em princípio, por excesso de consumo. Mas de acordo
com especialistas ouvidos pela DW, o Brasil precisa diversificar urgentemente
sua matriz energética – hoje altamente dependente das hidroelétricas e, em
casos de emergência, das termoelétricas. As termoelétricas são acionadas sempre
que o setor hidroelétrico – responsável por 63% da energia gerada no país –
ameaça não dar conta da demanda de consumo. Segundo especialistas, a curto
prazo, nenhuma outra fonte de energia renovável será capaz de suprir as atuais
necessidades do sistema, mas, para os próximos anos, é preciso investir em
alternativas.
“As energias renováveis não são oportunidades que possam
ser implementadas a curto prazo, porque a lição não foi feita. O planejamento
do Brasil é só aumentar a oferta de hidroelétricas. E o governo acaba não
atentando para as alternativas”, avalia Artur de Souza Moret, professor do
Programa de Pós-Graduação em Desenvolvimento Regional e Meio Ambiente da
Universidade Federal de Rondônia (Unir). “A tendência ‘monotecnológica’ do país
é um entrave à eficiência do planejamento enérgico.”
Divulgação
Na semana passada, com as termoelétricas ligadas, a
energia no Brasil foi vendida ao preço recorde de 822,23 de reais por
megawatt-hora (MWh), quase o dobro do valor praticado na última semana de
janeiro. Segundo a Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), o preço
da energia oriunda das termoelétricas é oito vezes mais cara do que a produzida
em parques eólicos, por exemplo.
Como são usadas geralmente em ocasiões de emergência, o
valor da energia gerada pelas termoelétricas precisa compensar o período de
manutenção em que a usina não foi utilizada. “Ninguém tem dúvida de que qualquer
sistema elétrico que queira ter certa eficiência na segurança do atendimento
precisa de usinas termoelétricas, mas os preços precisam ser mais baixos”,
argumenta Elbia Melo, presidente executiva da ABEEólica.
Para isso, o coordenador do Laboratório de Energia Solar
da Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS), Arno Krenzinger, defende
que a matriz energética do país seja mais diversificada. “Não adianta o governo
fazer um decreto e tentar implementar tudo ao mesmo tempo. Os custos estão
baixando. A soma de pequenas contribuições pode levar o país a um melhor
desempenho energético”, opina.
Potencial perdido
De acordo com os últimos leilões promovidos pelo governo,
o preço da energia eólica tem sido equivalente à hidroelétrica. Já a térmica e
a solar são três vezes mais caras. A atual capacidade instalada de energia
eólica, no entanto, não é suficiente para atender às necessidades do sistema.
Segundo a ABEEólica, 48 parques que correspondem a 1,2
gigawatts de capacidade instalada estão ainda sem linha de transmissão. A
entidade espera que até o final de março 26 dessas usinas entrem em
funcionamento.
“Se o Brasil tivesse investido 30 anos atrás para termos
um parque de usinas em funcionamento, o país não seria tão suscetível ao
problema de falta de chuva. O potencial hídrico do Brasil é suficiente para
abastecer o país inteiro, mas o potencial eólico é muito superior ao que é
necessário”, analisa Krenzinger.
Rio (AE) - A perda de força da massa de ar quente, que
atua desde a segunda quinzena de dezembro de 2013 nas regiões Sudeste,
Centro-Oeste e Nordeste, e a chegada de uma frente fria neste final de semana
não devem provocar chuvas fortes nas principais bacias hidrográficas do País. A
nova revisão do Programa Mensal de Operação (PMO) do Operador Nacional do
Sistema Elétrico trabalha com a previsão de chuvas fracas na bacia do Rio Tietê
e pancadas nas bacias dos Rios Grande, Paraíba do Sul e Paranaíba, as mais
importantes do sistema.
Segundo o operador, as chuvas fracas também ocorrem nas
bacias dos Rios Uruguai e Jacuí, na região Sul. Por conta desse cenário, o ONS
reviu para baixo as suas previsões para a energia natural afluente (ENA), que é
a vazão dos rios transformada em energia. No PMO da sexta-feira da semana
passada, as ENAs estimadas para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste
para o mês de fevereiro eram de 42% e 27% da média histórica, respectivamente.
No PMO publicado hoje, os valores caíram para 37% e 26%, respectivamente.
“Com relação às afluências médias mensais, cabe destacar
que a previsão para fechamento do mês de fevereiro na revisão 2 do PMO indica
que o subsistema SE/CO deve apresentar o 2º pior mês de fevereiro do histórico
de 84 anos, e que no subsistema Nordeste deverá ser observado o pior mês de
fevereiro desde 1931”, informou o operador.
Nta quinta-feira,os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste
fecharam com um nível de armazenamento de 35,89%. No Norte, o volume armazenado
era de 42,49%. Diante desse cenário, o chamado custo marginal de operação (CMO)
do sistema voltou a subir, exceto no Nordeste.
Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CCEE), o PLD se manteve no valor máximo de R$ 822,23/MWh nos subsistemas
Sudeste/Centro-Oeste e no Sul. “A redução da geração da usina Tucuruí (PA), em
decorrência da diminuição de seu fator de disponibilidade provocou elevação no
preço médio do submercado Norte”, explicou a CCEE, em nota à imprensa. Já no
Nordeste, o PLD teve uma ligeira queda de 1%, fechando a R$ 730,19.
Tribuna do norte
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