Que inflação que nada. O que está na cabeça dos brasileiros, a cada manhã é: onde estão as chuvas? Em São Paulo, a redução dramática dos níveis da água do reservatório Cantareira, assim como nos demais reservatórios, colocou o abastecimento da Região Metropolitana no centro das atenções, obrigando a população finalmente a encarar a necessidade de economia de água como uma necessidade contínua de todos. Em nível nacional, o fenômeno da falta de chuvas atinge diretamente a capacidade de geração de energia e, em última instância, coloca o País às voltas com o risco de apagão, como o que ocorreu em 2001 em grande escala, e como vem acontecendo pontualmente em algumas regiões e cidades.

Projeção do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para o aumento de chuvas em novembro sugere que o nível no subsistema Sudeste/ Centro-Oeste, o mais importante do País, fica em níveis mais baixos do que aquele registrado em 2001, ano do racionamento. Os dados indicam que em outubro daquele ano, em meio à restrição da oferta de energia, os reservatórios chegaram ao fim do mês com 21,3% da capacidade, de acordo com levantamento da Comerc Energia. Os reservatórios da região Sudeste/Centro Oeste correspondem a 70% da capacidade de armazenamento do País.

A segunda região mais importante é a Nordeste, com aproximadamente 12% da capacidade. Conforme previsão oficial do ONS, o nível de represas de hidrelétricas do Sudeste chegam a 15,5%  ao fim de novembro. E as chuvas no Sudeste deverão ficar em 74% da média histórica em dezembro. Ainda segundo o Programa Mensal de Operação (PMO), o consumo de carga de energia no Brasil deverá subir 2,6% em novembro sobre um ano antes.

Para o Nordeste, a expectativa do ONS é de que os reservatórios de hidrelétricas da região exibam nível de 11,4% no final em dezembro e que as chuvas fiquem a 36% da média histórica para o período. Atualmente, o nível das hidrelétricas no Nordeste está a 15,88% e no Sudeste a 18,85%. No Sudeste, o nível é pior que o registrado ao final de outubro de 2000, ano do pré-racionamento. Por isso, especialistas do setor tem alertado que há grande risco de racionamento em 2015 se não chover perto das médias históricas durante o período úmido.

Consumo sustentável

A questão impõe um enfrentamento da situação e a adoção de soluções em conjunto, com vistas a aumentar a capacidade de reservação do País, principalmente em momentos críticos. De 2001 se constituiu um sistema de produção de energia a base das térmicas, para atender o País em casos emergenciais, mas que em longo prazo oneram as contas públicas por seu alto custo, além de serem fontes poluidoras.

Nos últimos anos, a opção foi pela construção de hidrelétricas, como ocorre em Jirau, Santo Antobio e principalmente Belo Monte, sem grandes reservatórios como uma das saídas para reduzir o impacto ambiental causado pelo alagamento de grandes áreas. Mas o que deverá ser discutido daqui para frente é o outro lado da moeda: ou seja, a situação de risco de geração de energia em face da redução dos volumes dos seus reservatórios, como já mencionou a presidente Dilma algumas vezes.

O Brasil possui a maior reserva de água doce do planeta, equivalente a 12% do total mundial, o que torna a água existente nos rios e lagos do País uma de suas maiores riquezas. O que até o momento foi aproveitado por volta de 1/3 do potencial hidrelétrico brasileiro, estimado em 246 GW, estando os 2/3 restantes em sua maior parte localizados na Região Amazônica, na qual também se encontra parcela preponderante das áreas protegidas do Brasil.

O Comitê Brasileiro de Barragens (CBDB), em documento produzido no ano passado, já chamava a atenção para a redução dos níveis dos reservatórios e seus efeitos para a segurança de energia do País.  Entre outras questões elencadas pelo comitê, está a questão ambiental e as exigências ambientais legais, efetivadas nas duas últimas décadas, razão pela qual deu-se uma gradativa diminuição das áreas dos novos reservatórios artificiais, “o que reduz expressivamente o volume de armazenamento de água para os citados usos múltiplos”.

Segundo a entidade, a diminuição do tamanho dos reservatórios artificiais tem entre suas principais consequências o subaproveitamento da capacidade de produção de energia elétrica do país, obrigando o uso cada vez maior do parque gerador térmico complementar para compensar a escassez de oferta de energia elétrica durante os períodos secos, o que onera custos e causa impactos ambientais de difícil mitigação e que também contribuem consideravelmente para os preocupantes efeitos de mudanças climáticas que afligem o planeta.

A entidade alertava ainda que, se mantidas as mencionadas restrições legais, essa situação de déficit hidrelétrico tende a se agravar, considerando que até 2050 estima-se que o Brasil experimente crescimento populacional e também crescimento de renda das famílias, o que ocasionará um aumento do consumo de eletricidade per capita, provocando com isso uma significativa pressão na demanda global por energia elétrica no país.

De acordo com a entidade, sendo a matriz elétrica brasileira de base hidráulica complementada por unidades térmicas, na hipótese de ocorrer um déficit hidrelétrico, o uso do parque gerador térmico deverá ser inapelavelmente incrementado, visto que as demais fontes sustentáveis conhecidas, como a eólica e a fotovoltaica, são consideradas complementares ao sistema interligado.

O documento enfatiza quão sérias serão as consequências para o meio ambiente se o parque gerador térmico vier a assumir paulatinamente maior protagonismo na oferta de energia elétrica no país, em detrimento das hidrelétricas, sabendo-se que os impactos ambientais causados por estas são comprovadamente reversíveis ou mitigáveis a níveis toleráveis, além do fato de que a maior parte das usinas construídas trouxe progresso e melhoria de condições para as populações existentes no seu entorno.  O comitê recomenda, a partir dessas constatações, algumas saídas que em conjunto podem apontar para um caminho a médio e longo prazo.

A primeira recomendação é que sejam reavaliados os inventários hidrelétricos já elaborados, no que se refere à importância dos reservatórios de regularização de vazões, visando à segurança do atendimento das necessidades do desenvolvimento nacional.

A segunda recomendação é a de que seja organizado pelos Poderes Constituídos do Brasil um amplo debate nacional a respeito da gestão dos recursos hídricos do País, envolvendo todos os interessados, tanto da esfera pública quanto da sociedade civil, de modo a evitar um iminente subaproveitamento das potencialidades hídricas nacionais, principalmente no que se refere à geração de energia elétrica.

E a terceira recomendação é que, com base nos resultados alcançados nas discussões, se proceda à adequação da legislação pertinente, de modo a tornar efetivas as alterações que forem necessárias. E por fim, que as alterações a serem feitas na legislação contemplem também a necessidade de que os estudos ambientais sejam iniciados juntamente com o planejamento integrado dos aproveitamentos hidrelétricos a serem realizados.

Furnas entra em estado de alerta

Não se deve pensar que o problema seja pontual ou localizado. Mesmo a existência de lagos não é uma garantia de falta de problemas. O nível da Represa de Furnas, por exemplo, registrou em setembro deste ano o pior índice para esta época do ano desde 2001, ano da crise do “apagão” no Brasil. O nível da represa chegou a cerca de 755 metros, atingido no final de setembro. Entre outubro e novembro, a represa registrou apenas 5,53 metros acima do seu nível mínimo que é de 750 metros, o que representa um volume útil de 20,80%.

Em setembro de 2001, o volume útil do lago era de 12,98%. Além disso, desde dezembro de 2012 o reservatório não atinge um nível tão baixo, quando o volume útil chegou a 12,35%. Segundo informações de Furnas Centrais Elétricas, o menor nível histórico do reservatório foi registrado em dezembro de 1999, quando o lago atingiu 751,90 metros ou 6,28% de volume útil, o que significou apenas 1,90 metros acima do nível mínimo para operação, sem comprometimento para a geração de energia, segundo a empresa.

De acordo com a Somar Meteorologia, no mês de setembro, choveu no Sul de Minas 30% menos do que era esperado para o período. O Instituto Mineiro de Gestão das Águas (Igam) estima que de agora até dezembro, deve chover o previsto. No entanto, a Associação dos Municípios do Entorno do Lago de Furnas (Alago) diz que essa chuva não será suficiente para recuperar o reservatório. “Os índices meteorológicos são difíceis de prever, mas voltando ao ciclo histórico, isso nos remete a uns três anos, quando o lago já esteve nesse nível, ele demorou de 3 a 5 anos pra se recuperar. Nós precisamos de chuva em todo o Sudeste. Não basta que chova somente na região do lago. Precisamos que os rios que alimentam Furnas venham com bastante volume para assim recuperarmos ele”, diz o secretário executivo da Alago, Fausto Costa.

Três Marias: risco de parar é real

A seca que castiga o Sudeste e o Nordeste do Brasil pode concretizar uma primeira vítima na geração de energia. A Usina de Três Marias, construída no leito do Rio São Francisco, teve seu risco de paralisar as operações a partir de outubro e novembro. Atualmente, ela opera com apenas duas das seis turbinas. Com capacidade total de 396 megawatts/hora (MWh), Três Marias tem em sua barragem apenas 4,5% do seu volume de água. Trata-se do nível mais crítico desde a inauguração, em 1962. A água da represa baixou tanto que hoje é possível caminhar em parte do fundo da barragem, onde o cenário é de árida desolação.

Onde antes os turistas se reuniam para avistar o “mar doce”, como alguns chamam Três Marias, não há uma gota d’água. O pier flutuante que ficava na margem está encalhado na poeira, longe da costa, rumo ao que deveria ser o fundo da água. A longa cerca erguida para isolar a usina, antes oculta sob as águas, emergiu totalmente e agora tem fim. Numa de suas últimas vazões, a água liberada pela usina foi reduzida de 150m³/s para 140m³/s, com o objetivo de garantir o nível mínimo do Rio São Francisco e preservar o reservatório, que está com apenas 4,4% da capacidade máxima. A decisão foi tomada em reunião da Agência Nacional de Águas (ANA), com a participação de representantes do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), da Cemig, da Companhia de Desenvolvimento dos Vales do São Francisco e Parnaíba (Codevasf) e de outros órgãos.

O risco de paralisação da Usina de Três Marias foi mencionado em um documento divulgado pelo Comitê da Bacia Hidrográfica do São Francisco, entidade que monitora toda a região influenciada pelo rio. De acordo com a entidade, Três Marias tende a atingir antes do fim do ano o “volume zero”, ou “volume morto”, como se convencionou falar. “A represa ainda terá água, mas numa quantidade insuficiente para gerar energia”, explica Márcio Tadeu Pedrosa, coordenador do comitê responsável pelo Alto São Francisco, o trecho que corta o estado a partir da nascente. Segundo Tadeu, o problema ocorre porque hoje a barragem, que funciona como uma caixa d’água, despeja rio abaixo muito mais água do que recebe do rio acima. Como a seca castiga o São Francisco desde a nascente, pouco mais de 30 m³/s entram em Três Marias atualmente, mas na outra ponta estão sendo liberados cerca de 150 m³/s.

A Cemig, empresa que tem a concessão da usina de Três Marias até 2015, foi reduzindo a geração ao longo do ano, desligando uma turbina de cada vez, à medida que a seca restringia a água. A falta de Três Marias sobrecarrega o sistema elétrico e precisa ser coberta por outras usinas hidrelétricas, térmicas e eólicas. No entanto, a produção hoje é tão pequena, que já não é considerada fundamental no atual estágio da seca. “A Cemig acredita que pode manter a geração com a água próxima de zero, mas deixou de ser relevante se Três Marias vai ou não gerar energia porque ela está produzindo muito pouco”, diz Hermes Chipp, diretor geral do Operador Nacional do Sistema, o ONS, responsável pela gestão da energia no Brasil. “Operamos a usina pensando nos demais usuários e usinas que dependem da água rio abaixo.”

Depois de Três Marias, o Rio São Francisco continua seu curso pelo Norte de Minas e por outros seis Estados, abastecendo a agropecuária e a população de mais de 400 municípios, bem como outras cinco hidrelétricas, incluindo as de Xingó, entre Alagoas e Sergipe, o complexo de Paulo Afonso e a usina de Sobradinho, na Bahia, essenciais ao abastecimento de energia do Brasil. O ONS defende reter um volume maior de água na barragem neste momento para que possa ter instrumentos para manter o abastecimento rio abaixo nas próximas semanas. “Para o setor elétrico, o importante é monitorar a água de Três Marias para garantir que Sobradinho chegue a final de novembro com 15%”, diz Chipp. Hoje, o reservatório da usina baiana tem 27,5% de água.

Consumo de energia em alta

Se por um lado, temos a redução do nível pluviométrico, e consequentemente da energia, por outro o consumo de energia elétrica no sistema elétrico nacional tem evoluído com vigor anualmente. O consumo cresceu 1,3% em setembro na comparação com mesmo mês de 2013, segundo medição atualizada apurada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O consumo total de energia apurado foi de 60.286 megawatts (MW) médios, sendo 45.429 MW médios no mercado regulado e 14.857 MW médios no mercado livre de energia, informou a CCEE no boletim InfoMercado.

Já a geração elétrica no País aumentou apenas 0,9% em setembro ante mesmo período do ano passado. O destaque ficou para a energia eólica, que cresceu 97,9% ante mesmo período do ano passado, principalmente pela entrada em operação comercial de novas centrais geradoras ao longo dos últimos 12 meses. As grandes hidrelétricas, que estão gerando menos que a garantia física diante do baixo nível dos reservatórios, tiveram uma queda de 9,9 por cento na geração de energia. Enquanto isso, as termelétricas aumentaram a geração em 32,3 por cento.

O papel das PCHs no período de crise

Neste cenário de crise, há de se destacar a necessidade de avaliar os próximos passos e investimentos na área, com vistas a manter a segurança do sistema assim como não perder de vista a questão ambiental. Nesse sentido, especialistas do setor de energia criticam a perda de competitividade das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) como fonte de energia no Brasil, especialmente em relação à fonte eólica, que estaria desestimulando os empreendedores desse segmento, segundo sublinhou o presidente da Associação Brasileira de Energia Limpa (Abragel), Charles Lenzi. “O segmento vive uma crise muito séria por falta de perspectiva”, disse. Hoje há 462 PCHs em operação no Brasil, que representam 3,66% da matriz elétrica, em termos de capacidade instalada. Se forem somados a esse total os empreendimentos em construção ou já decididos, a capacidade sobe para 6.869 MW, sendo 4.570 MW já em operação.

No entanto, as PCHs poderiam ter um importante papel neste momento de crise. No entanto, esses empreendimentos apresentam algumas “vantagens importantes”, como a vida útil – em torno de 60 anos, mas há PCHs em operação há mais de cem anos – e a ausência de necessidade de grandes investimentos em linhas de transmissão para distribuição da energia.

O presidente da Abragel apresentou um estudo da consultoria Roland Berger, segundo o qual as PCHs tiveram aumento de custos nos últimos anos em relação a outras fontes, sob impacto da forte composição da construção civil nos empreendimentos e da ”componente ambiental muito mais complexa”. De acordo com o estudo, o preço mínimo de viabilização de um empreendimento médio nas condições atuais será 28% maior para um PCH do que para uma eólica. Segundo frisou Lenzi, o impacto ambiental das Pequenas Centrais Hidrelétricas é o menor entre as fontes alternativas.

Documento da entidade encaminhada ao governo federal no ano passado já chamava a atenção para a questão. O documento destaca o desperdício do grande potencial de benefício das PCHs. Segundo o documento, em pouco tempo seria possível colocar a operar nada menos do que 9.000 MW de projetos de PCHs que  já poderiam estar gerando  energia há vários anos, e mais outros 1800 MW em eixos disponíveis, se as leis e  regulamentos do setor elétrico e dos órgãos ambientais fossem efetivamente  cumpridos.

A construção de uma PCH enfrenta restrições muito menores do que as grandes hidroelétricas e ainda que tenham custos pouco maiores, são financiadas totalmente pela iniciativa privada, tanto em projetos como em obras e operação.  As centrais hidroelétricas com menos de 30 MW são hoje responsáveis por 3,5% de toda a capacidade instalada do sistema interligado nacional, com 4.126 MW. Em termos de potência instalada as PCHs já estão situadas em 3º lugar entre as fontes geradoras brasileiras, com as Usinas Hidroelétricas maiores que 30 MW ocupando o 1º lugar, com 66,1% (78.980 MW)  e as termoelétricas em 2º lugar com 27,1% (32.418 MW).

Em termos de quantidade existem hoje operando no Brasil 425 PCHs, numero que coloca esta fonte em 2º lugar, perdendo apenas para as termoelétricas que são em numero de 1.580 e ficando à frente do número de UHEs que é de 201 unidades.  Dados da ANEEL mostram que, além dos 4.126 MW existentes e operando atualmente, as PCHs possuem outros 2.000 MW em projetos aguardando liberação.

Segundo a Aneel, são  mais de 7.000 MW em projetos apresentados por investidores aguardando a análise da ANEEL, alguns há mais de oito anos, por falta de pessoal nos órgãos públicos.Outros 1.886 MW, em eixos disponíveis já inventariados, aguardam que os investidores se animem a projetá-los e construí-los caso o ambiente de negócios evolua favoravelmente. Todos esses potenciais de PCHs juntos totalizam a considerável potência de 14.926 MW, superior portanto à potencia da Usina Binacional de Itaipu.  Segundo Lenzi, durante as épocas úmidas dos últimos anos, que tem sido de menores afluências, o fator de capacidade das PCHs tem superado com facilidade a marca de 80%.  Assim, embora as PCHs tenham o mesmo regime hidrológico que as grandes hidrelétricas, se elas operassem de forma cooperativa e complementar às grandes usinas, poderiam ocupar o papel que as termoelétricas tem desempenhado durante os períodos úmidos, assumindo boa parte da carga das UHEs e ajudando-as assim a recomporem o estoque dos seus reservatórios, de forma a enfrentar os períodos secos.

São Luiz do Tapajós não saiu do papel

Diante da escassez de energia, a questão a se fazer é aproveitar ainda o potencial hidrelétrico existente no país, sobretudo na região Norte. Um dos principais projetos que se inclui neste perfil é a usina São Luiz do Tapajós, no Pará, há quatro anos atrasada em relação ao cronograma estipulado. Desenhada para retirar 8.040 megawatts das águas do rio Tapajós, a usina tinha previsão de iniciar suas operações em janeiro de 2016, segundo cronograma da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O prazo mais otimista joga essa data para agosto de 2020.

A usina é o primeiro grande empreendimento hidrelétrico programado para ser construído dentro do Complexo do Rio Tapajós, os últimos grandes aproveitamentos hidrelétricos previstos em médio prazo no país. A ideia do governo federal é construir no rio Tapajós pelo menos duas grandes usinas, a de São Luiz do Tapajós (cerca de 6,1 mil MW), para entrar em operação em 2019, e a de Jatobá (cerca de 2,3 mil MW), para começar a gerar em 2020.  As dificuldades para realizar o leilão de São Luiz estão diretamente ligadas à complexidade socioambiental do empreendimento, com imagem em unidades de conservação ambiental e terras indígenas. A Fundação Nacional do Índio (Funai) decidiu rejeitar a viabilidade do projeto. O levantamento foi elaborado por uma empresa contratada pela Eletrobras, estatal que encabeça o projeto.