Geração limitada

Reunindo os principais agentes do setor, o primeiro dia da VIII Conferência de Centrais Hidrelétricas, realizada em São Paulo, de 21 a 22 de agosto/12, ressaltou a perda de competitividade dessa fonte de energia em comparação ás demais. Outro aspecto discutido tratou da importância dos reservatórios de água inclusive para viabilizar outras energias renováveis bem como para o País não ficar refém das poluentes térmicas. Na ocasião os especialistas comentaram a necessidade da opinião pública conhecer melhor as vantagens técnicas e científicas da hidroeletricidade para que questões puramente ideológicas não comprometam o abastecimento e o meio ambiente.

Confira os destaques do primeiro dia do evento:

Luiz Fernando Vianna, presidente do Conselho de Administração da Apine, lamentou a medida dos ministérios públicos Federal e de Mato Grosso de paralisar 126 usinas do Pantanal. “O Brasil precisa de pelo menos 3 mil MW /ano para atender a demanda e a hidroeletricidade, uma matriz limpa e fonte que sustenta as demais, como bromasse e eólica, que estão ancoradas na usina hidro. Quando se começa cercear a construção de usinas não estamos em um bom caminho, aspectos ideológicos não podem nortear a ação do ministério público”, comentou.

Flávio Neiva, presidente da Abrage, ressaltou a maior flexibilidade operacional das hidrelétricas da fonte e reforçou sua capacidade de integrar energias. Comentou que em 2010 as hidrelétricas representavam 78% da matriz energética, porém graças aos reservatórios, com o excedente, gerou 89% de energia. Enquanto que as térmicas, que representavam 13%, geraram apenas 6%.

Charles Lenzi, presidente da Abragel, também ressaltou o papel fundamental do reservatório para preservação da matriz limpa dando destaque para as pequenas centrais hidrelétricas. “Só em projetos em fase bem adiantada temos hoje cerca de 6 mil MW. Se desenvolverem novos projetos teremos aproximadamente 18 mil MW. Isso para termos uma idéia do potencial das pequenas centrais hidrelétricas” , enumera.

Odemir José dos Reis, Superintendente de Gestão de estudos Hidroenergéticos da Aneel, contou que em 2010 a agência avaliou e aprovou 18 estudos de inventário, o número subiu para 54 em 2011 e até julho de 2012 são 41, devendo chegar em 100 até o final do ano. Em se tratando apenas de PCH, em 2010 foram 22, 44 em 2011 e 33 até agora, com expectativa de atingir 90 até dezembro. Comentou que uma PCH, desde o inventário até a entrada em operação, leva cerca de sete anos, enquanto que a hidrelétrica beira 10 anos. “Os principais entraves para esse longo prazo são ambientais e de viabilidade econômica”, salientou.

José Carlos de Miranda Farias, diretor da EPE – Empresa de Pesquisa Energética, trouxe dados alarmantes sobre o baixo aproveitamento energético no Brasil. Enquanto a França tem um potencial tecnicamente aproveitado de 100% de energia, Alemanha 83% e o Japão 64% o Brasil amarga apenas 34%” , comentou. Reforçou ainda a necessidade de expandir em 6 mil MW ao ano para fontes de energia com capacidade de 50% para atender as taxas de crescimento e de consumo da ordem de 4,3%. Lembrou que o leilão, A-3, de outubro, voltado para empreendimentos a serem entregues em um prazo de 3 anos (até abril de 2015), será destinado para usinas eólicas, biomassa, solar e térmica de pequeno porte.

Os leilões A-5 deste ano têm como indicativo expandir com usinas hidrelétricas 16 mil MW, mas lembrou que isso é apenas uma estimativa do plano. Aproveitou para salientar a vantagem econômica da PCH: “a energia hidrelétrica pode ser contratada a R$ 90 /MW hora enquanto que a eólica, que é a mais competitiva, é de R$ 105 / MW hora” , completou Francisco José Arteiro de Oliveira, diretor de planejamento e operação da ONS apresentou um retrato do dia a dia da operação do sistema. Exemplificou as variações de consumo com os picos de audiência da atual novela das 21 horas da TV Globo e de grandes eventos como a Copa do Mundo de Futebol de 2010. ”O controle hidráulico da fonte viabilizou o abastecimento nestes casos de recordes de demanda”, finalizou. (ambienteenergia)

Hidrelétricas com menos impactos

O setor elétrico brasileiro pode voltar a ter usinas com reservatórios de regularização, que armazenam a água para garantir o fornecimento de energia ao sistema interligado brasileiro.

Trata-se de uma forma de energia limpa. Desde o início da década passada, diante da forte campanha de ecologistas, passaram a ser construídas apenas as usinas a fio d’água, ou seja, usinas com reservatórios pequenos, sem capacidade de armazenamento, para reduzir os impactos ambientais. Só que segundo os especialistas do segmento, a medida, além de elevar o preço da tarifa aos consumidores aumenta o risco de apagões além de provocar um aumento das emissões de gás carbônico (CO₂), uma vez que operador se vê na contingência de despachar as usinas térmicas.

“A elevação nas emissões de poluentes acontece porque, de maio a outubro, meses com menos chuvas, as hidrelétricas, devido à menor vazão dos rios, se veem com baixa capacidade de geração e são obrigadas a reduzir a geração de energia. Como não há água suficiente armazenada nos reservatórios, o sistema tem que acionar as usinas térmicas, muito mais caras e com maior impacto à natureza”, explica Geraldo Lucio Tiago Filho, professor titular e diretor do instituto de recursos naturais da Unifei (Universidade Federal de Itajubá).

Dados da consultoria PSR revelam que, até o fim de 2020, com a entrada em operação das usinas térmicas, que usam energia mais poluente, o volume das emissões de CO₂ e de outros gases que provocam o aquecimento da atmosfera vai mais que triplicar em relação ao início desta década. Passará de 22 toneladas para 72 toneladas de CO₂ para cada gigawatt por hora (GWh) gerado. A PSR estima que, a cada 1% de perda de capacidade dos reservatórios no país, há um aumento de 23% nas emissões.

Esse e outros assuntos polêmicos serão discutidos durante a VIII Conferência de Centrais Hidrelétricas – Mercado e Meio Ambiente, que acontecerá nos dias 21 e 22 de agosto na Fecomércio.

A opinião de Tiago também é compartilhada por Charles Lenzi, presidente executivo da Abragel – Associação Brasileira de Energia Limpa, uma das corealizadoras do evento. “É extremamente relevante a volta dos reservatórios que, historicamente viabilizaram a geração de energia mais limpa no Brasil. Em 2001, quando houve o racionamento, foram os reservatórios que salvaram o Brasil. Na ocasião passamos a ficar com o equivalente a quatro anos de capacidade de energia armazenada, hoje não chega a um ano. Deixamos de construir os reservatórios e paga-se um preço por isso, com sérios impactos na confiabilidade da geração. Se não tivermos reservatórios de acumulação a saída será investir em térmicas e a sociedade precisa entender as consequências de uma ou outra escolha”.

Lenzi reforça que nenhum outro país no mundo tem o potencial energético do Brasil. “As fontes alternativas vão representar 16% da matriz elétrica em 2020 de acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE. Só de PCHs, vislumbra-se um potencial de mais de 20 MW em projetos e estudos já desenvolvidos. O de Eólica e Biomassa é imenso e ainda teremos a Solar nos próximos anos. Assim, imaginar um cenário com 30% de fontes alternativas não é algo muito difícil. Acredito que até 2030 isso será possível”, afirma. (ambienteenergia)

As instituições e o futuro da energia

As instituições têm um papel decisivo na configuração do futuro da energia. Este texto discute o papel das políticas energéticas dos diversos Estados nacionais na evolução do cenário energético no médio (2030) e no longo (2050) prazos.

O peso das instituições

Dois fatores determinam a evolução estrutural do cenário energético: tecnologia e instituições. Se, por um lado, as tecnologias vão definindo o horizonte de possibilidades de mediação entre as necessidades energéticas e os recursos naturais, por outro, as instituições vão enquadrando essas possibilidades; incentivando ou penalizando, sancionando ou vetando tecnologias, estratégias, empresas e países.

A evolução energética no médio e no logo prazo, vista sob a perspectiva de hoje, depende do posicionamento das instituições que regulam, em sentido amplo, o mercado energético frente a dois temas cruciais: segurança energética e mudança climática.

Esse posicionamento, na medida em que se traduza em políticas públicas, definidoras das ações dos diversos Estados Nacionais no enfrentamento desses dois problemas, irá se constituir em um dos elementos chave para a definição dos futuros possíveis da energia.

O trade off segurança energética versus mudança climática

A grande peculiaridade da atual configuração dos problemas energéticos é a forte interdependência existente entre segurança energética e mudança climática, que ao fim transforma esses dois problemas em um único problema: como garantir o suprimento de energia necessário ao desenvolvimento econômico e ao bem-estar da sociedade e, ao mesmo tempo, mitigar o processo de mudança climática?

Nesse contexto, mitigar o processo de mudança climática significa reduzir a emissão dos chamados gases de efeito estufa. Reduzir essa emissão implica na redução da queima dos combustíveis fósseis, que constituem a grande fonte geradora desses gases.

Como os combustíveis fósseis são o principal recurso para garantir o suprimento de energia, o conflito entre a solução dos dois problemas se estabelece. Lidar com esse trade-off é o maior desafio das políticas energética e ambiental. Vistas agora não mais de forma estanque, mas necessariamente de forma interligadas.

Sem o quê, não há possibilidade de formular o problema e encontrar a sua solução.

O reconhecimento da radicalidade desse trade-off e dos seus desdobramentos sobre o futuro transcende uma visão simplista de uma otimização sob restrição; de garantir a segurança energética diante de um constrangimento ambiental. Considerando que a redução das emissões de CO₂ implica na indisponibilidade de um recurso chave para a segurança energética, não basta reconhecer que usar combustível fóssil tem um custo elevadíssimo para a segurança climática, é preciso reconhecer que não usar esses combustíveis, em contrapartida, tem um custo elevadíssimo para a segurança energética.

A resposta dos Estados Nacionais a esse trade-off tem três momentos: o primeiro momento diz respeito ao seu reconhecimento; o segundo momento diz respeito à sua gestão; e o terceiro momento diz respeito à sua redução.

Reconhecendo, gerindo e reduzindo o trade off

O primeiro momento implica não só o reconhecimento do problema, mas principalmente o reconhecimento da sua gravidade e da urgência da sua solução.

É evidente que dada a complexidade do problema, o seu reconhecimento não é o mesmo tanto no interior das sociedades quanto entre os países.

Considerando que as percepções são distintas é de se esperar que as políticas delas derivadas também sejam distintas.

O segundo momento implica na hierarquização e na subordinação dos objetivos ou, dito de outra forma, na escolha do que é prioritário, do que deve ser preservado e do que deve ser sacrificado, do que deve ser incentivado e do que deve ser penalizado.

Dadas as especificidades locais das instituições, tanto no que concerne às prioridades quanto no que diz respeito aos mecanismos de se chegar a elas, os processos de hierarquização são diferentes, assim como as políticas deles resultantes.

A redução do trade-off, presente no terceiro momento, implica na mobilização dos recursos necessários para alcançá-la. Recursos esses que vão desde os naturais até os institucionais, passando pelos tecnológicos, organizacionais, econômicos e financeiros. A dificuldade dessa mobilização é diretamente proporcional ao grau de redução desejada e inversamente proporcional à disponibilidade desses recursos e da capacidade de reuni-los e administrá-los.

Considerando que tanto o grau de redução quanto, principalmente, a dotação dos recursos é bastante desigual entre os diversos países, supõe-se que as políticas para atingi-la serão diferentes de país para país.

Desse modo, percepções diferentes, hierarquizações distintas e recursos desiguais geram uma multiplicidade de políticas que torna a convergência no interior de cada sociedade e entre os diversos países um processo extremamente difícil e gerador de incertezas significativas.

São essas incertezas que estão presentes na elaboração dos cenários sobre a energia no futuro. O que é importante ressaltar é que essas incertezas atualmente perpassam as instituições; dificultando o exercício do seu papel decisivo que é estabilizar as expectativas e reduzir as inquietudes dos agentes econômicos e dos atores sociais em relação ao futuro.

O médio prazo (2030)

Considerando o horizonte de 2030, pode-se vislumbrar as instituições energéticas evoluindo em torno dos dois primeiros momentos abordados anteriormente. Ou seja, o reconhecimento e a gestão do trade-off.

Neste caso, considera-se que hoje a redução do trade-off, propriamente dita, representa mobilizar recursos para viabilizá-la no futuro.

Em outras palavras, a redução do trade-off e, portanto, a convergência das soluções para os problemas de segurança energética e mudança climática não estão naturalmente disponíveis. Na verdade, necessitam ser construídas e, para isso, é preciso mobilizar recursos tecnológicos, organizacionais e institucionais significativos para alcançá-las em um horizonte de tempo de longo prazo.

Dessa forma, o que se desenha no médio prazo é todo o processo de reconhecimento do trade-off e de sua gestão.

Dessa maneira, essa etapa da evolução do contexto institucional energético é marcada pela distribuição de penalidades e incentivos. Penalidades ao uso dos combustíveis fósseis e incentivos à eficiência energética e ao uso dos renováveis.

A amplitude desses incentivos e dessas penalidades está intimamente ligada às características das instituições e dos seus contextos locais.

Nesse caso, sobressaem as diferentes percepções do problema e da sua gravidade, assim como a distribuição dos sacrifícios e dos incentivos entre os agentes econômicos e sociais e entre os países.

Nesse contexto, o embate em torno do reconhecimento do problema e de sua gravidade adquire uma natureza política que pode ser sintetizada pelas duas extremidades do espectro de negação do problema: os conservadores americanos que negam qualquer correlação entre consumo de combustível fóssil, aquecimento global e mudança climática e os ambientalistas radicais que negam qualquer relação entre consumo de combustível fóssil, desenvolvimento econômico e bem-estar. Tanto para um quanto para outro, usar ou não o combustível fóssil não faz diferença e, portanto, não pode ser traduzido em termos de insegurança climática ou energética; o que torna a discussão sobre o sacrifício desnecessária e sem sentido e faz com que o problema simplesmente desapareça.

As políticas energéticas que irão desenhar o contexto energético até 2030 vão depender essencialmente das posições hegemônicas que brotarem desse embate e que vão configurar uma dada estrutura de penalidades (aos fósseis) e benefícios (às renováveis) específica a essas posições. Estrutura essa que define não apenas a extensão desses benefícios e penalidades, mas quais serão as fontes, as tecnologias, os agentes econômicos, os atores sociais e os países que serão beneficiados e quais aqueles que serão penalizados.

Em suma, quanto será a conta, quanto será o bônus; quem pagará a conta, quem ficará com o bônus.

É evidente que quanto maior o reconhecimento da gravidade da situação maior será a conta e, em consequência, mais dura será a discussão em torno da sua distribuição.

A fonte de transição

Nesse quadro de disputa acirrada e tensa, ganha importância os recursos que possam amenizar a transição e reduzir, de alguma forma, o acirramento e a tensão e, desta forma, abrir a possibilidade de se construir algum tipo de consenso.

Esse amenizante das dores e dos sacrifícios da transição – verdadeiro analgésico energo-climático – pode adquirir vários aspectos; contudo, as soluções para a transição que apresentaram maior proeminência até agora foram a nuclear e o gás natural.

A primeira tem a vantagem de não ser um combustível fóssil e, por conseguinte, de não gerar gases de efeito estufa na sua utilização. Porém, apresenta problemas clássicos de segurança que geram grandes desconfianças da sociedade em relação ao seu uso.

Dado os elevados riscos envolvidos na sua utilização, a implementação do nuclear como solução envolve a mobilização de recursos tecnológicos, organizacionais, institucionais, econômicos e financeiros de monta.

Isso leva o nuclear para o campo daquelas soluções que necessitam de incentivos para se estabelecerem; como é o caso das renováveis. Se, por um lado, em termos de estocabilidade e densidade o nuclear se fortalece como substituto dos fósseis, por outro, os seus riscos o tornam mais vulnerável a proibições e sanções, o que o enfraquece como solução de consenso.

Contudo, não se deve descartar a participação dessa fonte no quadro energético que vai até 2030; principalmente em um cenário no qual ocorram restrições maiores ao uso do combustível fóssil que ponham em risco a segurança energética.

Face às dificuldades do nuclear, restou em cena o gás natural, turbinado pela shale gas.

Com o gás abre-se a possibilidade de uma transição menos dolorosa e, portanto, passível de ser negociada.

Visto por esse ângulo, essa seria uma fonte que aumentaria a sua importância no cenário energético até 2030, baseada no fato de ser a energia fóssil que emite menos CO₂.

Dessa forma, até 2030 haverá muita tensão em torno da definição de uma política energética de combate à insegurança energética e ambiental, fazendo com que ocorra uma diversificação controlada da matriz energética na direção de alternativas aos combustíveis fósseis.

Essa diversificação provavelmente irá na direção dos renováveis disponíveis hoje, com as tecnologias de hoje e com os custos de hoje. O que passa incontornavelmente por recorrer ao binômio incentivo/penalidade de forma a tornar os renováveis mais competitivos e os fósseis menos competitivos. Binômio esse que também tem um papel importante na implantação dos programas de eficiência energética incentivando as tecnologias mais eficientes e penalizando o desperdício.

Assim o coquetel energético até 2030 segue tendo como principal ingrediente os combustíveis fósseis tradicionais, com um aumento da participação do gás natural. O nuclear segue à mão para o caso da pressão por segurança energética aumentar. E os renováveis crescerão a sua participação em um ritmo constante, porém não explosivo.

No campo institucional, enquanto não se vislumbrarem possibilidades concretas de redução do trade off segurança energética versus mudança climática, o conflito seguirá acirrado tanto entre os diversos agentes econômicos e sociais quanto entre os países.

Convergência e consenso aqui, só sob a ameaça de uma catástrofe ambiental irrefutável.

O longo prazo (2050)

No horizonte de 2050 é possível contemplar a redução do trade off e a redução das tensões em torno da difícil administração dos sacrifícios da transição.

Aqui a redução pode ser alcançada não só mediante uma nova mediação tecnológica entre necessidades e recursos, caracterizada por uma baixa intensidade de carbono, como mediante a alteração das próprias necessidades. Ou seja, não só é possível imaginar uma configuração de recursos distinta da atual, mas uma configuração de necessidades também diferente da atual.

Embora o horizonte de tempo seja distante, dada a gravidade do problema energético/ambiental, a urgência de se tomar medidas no curto e médio prazo pode encurtar os prazos da decisão. Em outras palavras, se houver uma percepção de que a sensibilidade climática é muito grande, as pressões para a redução das emissões irão aumentar muito, sob a ameaça de que não haja o longo prazo.

Assim, se a sensibilidade é baixa, o desenrolar do processo de mudança climática irá transcorrer em um timing no qual haverá tempo para uma transição indolor dividida nas duas fases apresentadas acima. Nessa transição, a chegada ao paraíso das renováveis se dará em 2050, com as novas tecnologias e os novos hábitos, amadurecidos através de um longo processo sustentado de transformação tecnológica e institucional.

No entanto, se a sensibilidade for alta, o desenrolar do processo de mudança climática será acelerado, sem tempo para uma transição indolor. Na verdade, a própria ideia de uma transição desaparece e a passagem de uma economia de alto carbono para uma economia de baixo carbono terá que ser feita diretamente. Nesse caso, os custos serão altíssimos e as pressões sobre as instituições terríveis.

Em suma, em termos de longo prazo, a questão importante para as instituições é a seguinte: o processo de mudança climática se desenvolverá em um ritmo que o horizonte de 2050 permanecerá sendo apenas uma referência no futuro, ou a aceleração do processo fará com que esse futuro bata na porta das instituições agora? (ambienteenergia)

Ar condicionado com menos consumo

Além de reduzir as chamadas ilhas de calor nos grandes centros urbanos, pintar as coberturas de branco reduz o consumo de energia do empreendimento e a emissão de gás carbônico. O renomado Lawrence Berckley National Laboratory (CA, EUA) estima que para cada 100m² pintados de cores claras são compensadas dez toneladas de emissão de CO₂ por ano.

Os telhados claros também contribuem para a economia de energia. Dados da Environmental Energy Technologies Division, dos Estados Unidos, mostram que os revestimentos brancos são capazes de refletir de 70% a 80% de energia do sol e diminuem o gasto com ar condicionado em até 20%.

Desenvolvida pela Nanotech do Brasil, empresa especializada em tecnologias em revestimento térmico e acústico, a tecnologia em formato de tinta Nanothermic1 atende essa demanda. Pode ser aplicada em telhados e coberturas para diminuir a temperatura de empreendimentos comerciais e residenciais.

Laudo do IPT, Instituto de Pesquisas Tecnológicas, atesta que o índice de refletância do sol do Nanothermic 1 (produto adequado para telhados) é de 90%, numa escala de até 100%. Isso representa redução térmica de 30% no interior do ambiente. “Com isso, é possível reduzir de forma significativa o uso de ar condicionado”, explica José Faria, diretor da Nanotech do Brasil.

Os benefícios das coberturas claras, entretanto, só serão eficazes se a tecnologia empregada também não agredir o meio ambiente e permitir fácil aplicação e manutenção. A maioria dos produtos disponíveis no mercado possui capacidade refletiva que se mantem por pouquíssimo tempo. Limpar e retocar a pintura dos telhados constantemente, além de causar transtorno ao proprietário, não é nada sustentável.

“Quando falamos em telhados claros devemos nos preocupar com a matéria prima utilizada para que, de fato, estejamos tomando uma atitude ecologicamente correta”, diz. “Nossa proposta é inovar com foco sustentável”, finaliza o diretor.

Nanothermic 1 – a base de água, tem baixo teor de composto orgânicos voláteis (COV), não fera gases tóxicos (no caso de incêndio, por exemplo) e nem odores na hora de aplicar. É fácil de aplicar e tem durabilidade de até cinco anos. (ambienteenergia)

Sistema barateia transporte de energia elétrica

O transporte de energia elétrica da usina em que é produzida até os centros de consumo tem custos que dependem, principalmente, das formas de transmissão utilizadas e das distâncias envolvidas. Na transmissão convencional, a energia elétrica gerada na usina em corrente alternada (CA) é transportada através de linhas de até 400 km de comprimento, que necessitam de uma grande quantidade de equipamentos para regular essa transmissão. Quando as distâncias envolvidas são maiores, a CA é convertida em corrente contínua (CC) para a transmissão e, depois, na recepção novamente transformada em CA para distribuição aos consumidores. Este processo exige a utilização de equipamentos de tecnologia sofisticada, tanto na estação geradora como na estação receptora.

O transporte de grandes blocos de energia elétrica através de longas distâncias, que variam de 2,5 mil a 3 mil km, típicas em países extensos como o Brasil, impõe a utilização de soluções mais adequadas, baseadas em linhas de transmissão não convencionais. Estudos desenvolvidos, desde 2007, junto ao Departamento de Sistema e Controle de Energia da Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação (FEEC) da Unicamp, orientados pela professora Maria Cristina Dias Tavares, mostram a viabilidade e as vantagens da substituição do sistema em CC por outro em que a transmissão seja feita em CA, eliminando a necessidade de equipamentos de conversão utilizados na saída e na chegada da energia.

Essa transmissão ponto a ponto permite ainda a eliminação das subestações intermediárias presentes na transmissão convencional e grande parte dos equipamentos nela utilizados. É a chamada transmissão em meia onda que, para o sistema elétrico brasileiro de CA em 60 Hertz, é indicada para um tronco de transmissão em que as distâncias entre as estações geradoras e receptoras de energia estejam a cerca de 2,5 mil km.

Para a professora Maria Cristina, esse sistema revela-se muito interessante, porque todos os equipamentos das estações conversoras são importados – válvulas, transistores, filtros, pois não existe tecnologia nacional desenvolvida para a transmissão em CC. Para a transmissão em CA todos os equipamentos podem ser adquiridos no Brasil, abrindo a possibilidade de alavancar a indústria nacional. Neste caso, explica ela, as estações do início e do fim da linha são muito parecidas com as utilizadas hoje nas linhas convencionais em CA.

A diferença é que na transmissão em meia onda essas estações são mais simples e não exigem os equipamentos utilizados para a estabilidade do sistema durante a transmissão. Além disso, a implantação de uma transmissão que utiliza uma estação de geração e outra de recepção e uma estrutura de torres e cabos ao longo da linha torna o sistema mais barato, podendo gerar de 20% a 25% de economia em relação à alternativa em CC.

Disparidades

Grande parte da energia hidrelétrica passível de ser aproveitada no Brasil encontra-se na Região Amazônica, muito distante dos grandes centros consumidores. Prevê-se que o potencial dessa região corresponda à metade do potencial hidráulico estimado para o Brasil. Entretanto, o consumo de energia elétrica na Região Norte e em parte da Região Centro-Oeste, que correspondem a 45% do território nacional, não chega a 4% do consumo total de energia do país.

Em vista disso, novas linhas estão e devem ser construídas para transportar essa energia através de troncos, que envolvem interligações de 2 mil a 3 mil de extensão, até os grandes centros consumidores, localizados nas Regiões Sul/Sudeste e Nordeste. É o caso da linha de transmissão do Complexo do Rio Madeira, em Rondônia, bem perto de Porto Velho. A energia produzida nas usinas de Santo Antônio e Jirau, situadas em duas barragens separadas por 100 km, chegará a Araraquara, São Paulo, percorrendo 2.350 km.

Sistemas com linhas muito longas são necessários em países com grandes dimensões como o Brasil, China, Rússia e Índia, além de, por exemplo, possíveis interligações entre Norte e Sul da África, em que grandes distâncias separam os centros de geração e os centros de carga.

Apesar de os estudos envolvendo transmissão com pouco mais de meio comprimento de onda remontarem à década de 60, não existe sistema desse tipo em operação. A falta de informações sobre essa prática gera precaução nos engenheiros e técnicos responsáveis pela expansão do sistema elétrico brasileiro em relação à utilização dessa alternativa.

Em vista disso, em chamada de projeto P&D-Estratégico, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Annel) propôs um ensaio prático desse novo sistema, sob condições bem definidas. A sugestão foi então a utilização de um conjunto de linhas de transmissão no sistema brasileiro, utilizando especificamente as interligações Norte-Sul I, Norte-Sul II e parte da interligação Nordeste-Sudeste que, ligadas em série, formam um tronco de 2,6 mil km, um pouco mais longo que meio comprimento de onda.

O ensaio de energização, que corresponde à aplicação de uma tensão para acionamento da linha previamente desligada, envolve três empresas ligadas à transmissão de energia e financiadoras do P&D: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (Eletronorte/Eletrobras), Centrais Hidroelétricas do São Francisco S.A.(Chesf/Eletrobras) e Empresa Norte de Transmissão de Energia Elétrica S.A. (Ente). Em colaboração com a Unicamp, que coordena o projeto, trabalham a Universidade Federal da Bahia (UFBA) e a Universidade Estadual de Feira de Santana (UEFS).

Ensaio

Entretanto, a utilização das três interligações propostas na formação do denominado Elo CA Teste necessita de estudos para sua validação já que as linhas de transmissão a serem utilizadas apresentam parâmetros elétricos semelhantes, mas não idênticos. Diante dessa necessidade, Elson Costa Gomes, orientado pela professora Maria Cristina, se propôs a estudar a viabilidade da utilização de linhas de transmissão semelhantes, mas não iguais, no ensaio de energização de um tronco com pouco mais de meio comprimento de onda.

A conclusão foi de que, mesmo apresentando pequenas diferenças, a junção dessas três linhas não inviabiliza o experimento e nem descaracteriza o sistema de meia onda. Não foram aventadas para teste outras linhas existentes que cobrem grandes distâncias por não exibirem as semelhanças necessárias em toda a extensão. Além do apoio das empresas envolvidas, a pesquisa, que foi tema da dissertação de mestrado de Gomes, contou com bolsa da CNPq, apoio do Capes e da Fapesp.

O estudo visa embasar os técnicos das empresas envolvidas no projeto e mostrar os resultados para a Aneel e para o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) – criado para operar, supervisionar e controlar a geração de energia elétrica no País. Desses dois organismos depende a liberação do estudo de campo que possibilitará a passagem das simulações computacionais para o ensaio real.

Os pesquisadores lembram que, face às diferenças dos regimes de chuvas e, em consequência, da época do ano, a transmissão de energia ocorre do Norte para o Sudeste, ou vice-versa. Em dois períodos do ano esse trânsito de energia é baixo e permite que os três sistemas sejam desligados para o ensaio. Já com a concordância da Aneel, o estudo encontra-se na fase de apresentação dos resultados ao ONS, mostrando que não haverá danos para essa parte do sistema a ser manobrado durante o ensaio.

A professora considera que “estamos na fase de consolidação dos resultados e devemos mais adiante realizar alguns estudos mostrando como a proteção que já existe no sistema irá se comportar se houver algum problema durante o teste. Nossos estudos mostram que os equipamentos que já existem nessas linhas e continuarão funcionando para permitir a ligação dessas linhas, concluído o teste, voltarão às suas funções normais”.

Ela diz que isso é importante porque esses equipamentos, dimensionados para operar em linhas curtas, estarão sendo utilizados para uma linha de 2,6 mil km. Segundo Gomes, as simulações mostram que, apesar disso, as solicitações são menos severas e não existe nenhum efeito que reduza a vida útil dos equipamentos. O ensaio, previsto para um feriado ou uma madrugada, poderá ser realizado em no máximo seis horas, tempo decorrente entre a montagem, energização do circuito e o seu retorno às condições habituais de operação.

Para o pesquisador, os resultados apresentados são importantes para subsidiar a realização de testes semelhantes em outras partes do sistema elétrico brasileiro ou em outros sistemas do mundo. Ele considera que a meia onda seria uma alternativa competitiva com o sistema convencional e em corrente contínua a serem usados no transporte da energia produzida nas barragens que estão sendo construídas no Brasil, quando poderá se constituir uma opção nos leilões dos sistemas de transmissão.

Maria Cristina teme que todo o esforço dedicado ao trabalho possa vir a ser atropelado pelos chineses: “Os chineses acompanham e fazem referências aos nossos estudos, mas quando eles se propuserem a trabalhar nisso colocarão muita gente e muito dinheiro e com certeza conseguirão avançar muito mais rapidamente”.

■ Publicação

Dissertação: “Utilização de linhas de transmissão semelhantes no ensaio de energização de um tronco com pouco mais de meio comprimento de onda”

Autor: Elson Costa Gomes

Orientadora: Maria Cristina Dias Tavares

Unidade: Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação (FEEC)

Financiamento: CNPq, com apoio da Capes e da Fapesp (ambienteenergia)