Observa-se que a partir de 1998 a participação das hidrelétricas no total da capacidade instalada no sistema brasileiro tenderá a diminuir, passando de 91,4% em 1998 a somente 80,9% em 2008, retomando-se o mesmo percentual praticado em 1930. Esta taxa decrescente deve-se basicamente à manutenção de um programa nuclear mínimo no Brasil e ao advento do gasoduto Bolívia-Brasil, permitindo um aumento na oferta de gás natural, ao longo do horizonte decenal de planejamento.
A partir da década de 80 o sistema elétrico passou a ser composto por três sistemas distintos, a saber:
Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro Oeste – com uma capacidade instalada de 44.706 MW em dezembro de 1998, considerando somente 50% da capacidade instalada na UHE Itaipu (6.300 MW); possui 194 usinas hidrelétricas (41.102 MW – 92% ) e 25 usinas termelétricas (3.604 MW – 8%).
A capacidade instalada hidrelétrica neste sistema representa 69% do total nacional em operação, dispondo, ainda, de um potencial da ordem de 45 GW, já inventariado, para ser aproveitado.
Em termos de geração termelétrica, na região Sul se localizam as usinas a carvão (Jorge Lacerda, Presidente Médici, São Jerônimo, Charqueadas e Figueira), que totalizam 1.387 MW instalados, e usinas a óleo combustível, que totalizam 96 MW. Nas regiões Sudeste e Centro-Oeste existem usinas térmicas a óleo combustível – 1.441 MW, e a usina nuclear Angra I – 657 MW.
A capacidade atual de transferência do sistema de transmissão que interconecta as regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste é da ordem de 3.600 MW médios, no sentido Sul/Sudeste e 3.900 MW médios no sentido inverso. Esta interligação permite um intercâmbio de energia com característica marcadamente sazonal, com fluxos na direção Sudeste/Centro-Oeste, durante o período de maio a novembro (período seco, Sistema Sudeste/C.Oeste) e na direção Sul, durante o período de dezembro a abril (período chuvoso, Sistema Sudeste/C.Oeste).
Sistema Interligado Norte/Nordeste - que corresponde aos mercados da região do baixo Tocantins, Belém, área de influência da UHE Tucuruí e toda a região Nordeste, com uma capacidade instalada de 14.716 MW; possui 17 usinas hidrelétricas (14.417 MW – 98%) e 3 usinas termelétricas (299 MW – 2%).
A capacidade instalada hidrelétrica representa 24% do total nacional em operação, dispondo, ainda, de um potencial, na região, de cerca de 61 GW, já inventariado, para ser aproveitado, considerando, no caso do Norte, as bacias do Tocantins/Araguaia, Xingu e Tapajós.
A capacidade atual de transferência da interligação entre as duas regiões é da ordem de 600 MW médios na direção Norte/Nordeste e 700 MW médios na direção Nordeste/Norte.
Esta interligação também permite um intercâmbio de energia com característica marcadamente sazonal, com fluxos de energia na direção Nordeste no primeiro semestre do ano, quando existe abundância de água na bacia do rio Tocantins (UHE Tucuruí) e no sentido inverso, no segundo semestre do ano, quando as vazões do Tocantins se reduzem e o reservatório da UHE Tucuruí apresenta deplecionamento acentuado. Assim, durante o primeiro semestre, a região Nordeste armazena energia nos seus reservatórios, aproveitando os excedentes de água da UHE Tucuruí, que são "transportados" pela interligação na forma de energia elétrica e devolve parte desta energia, da mesma forma, quando existe escassez de água no reservatório da UHE Tucuruí.
Sistemas Isolados – que correspondem a mais de 300 localidades eletricamente isoladas uma das outras, a maioria na região Norte. Dentre elas destacam-se, pelo porte, os sistemas das seguintes capitais estaduais: Boa Vista, Macapá, Manaus, Porto Velho e Rio Branco. Os estados do Maranhão, Pernambuco, Bahia, Tocantins, Paraná, Mato Grosso do Sul e Rio Grande do Sul também apresentam Sistemas Isolados, porém de pequeno porte e com crescimento apenas vegetativo, não exigindo ações de planejamento da expansão por parte das concessionárias locais.
Os Sistemas Isolados da região Norte e do Mato Grosso, em função das particularidades e complexidades específicas de cada localidade, são identificados como "Sistemas das Capitais" e "Sistemas do Interior". Nestes últimos, cerca de 50% das localidades tem período de atendimento diário inferior a 24 horas; além disso, os racionamentos, embora em processo de equacionamento, ainda persistem em um montante da ordem de 20% do mercado.
A capacidade instalada total nos Sistemas Isolados é de 1.932 MW, em dez/98, dos quais 1.367 MW correspondem a usinas termelétricas e 565 MW a usinas hidrelétricas.
Cerca de 85% dos Sistemas Isolados estão na região Norte, que engloba os estados da Amazonas, Roraima, Rondônia, Amapá e Acre, e tem um parque gerador de 1.907 MW (86% do total dos Sistemas Isolados do país), sendo 1.650 MW instalados nas capitais (1.144 MW em usinas térmicas e 506 MW em hidrelétricas) e 257 MW no interior, dos quais 27 MW em Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH’s e 230 MW em usinas térmicas.
Os 14% restantes da capacidade instalada total estão distribuídos pelos estados do Pará, Maranhão, Tocantins, Pernambuco, Bahia, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Paraná e Rio Grande do Sul que, apesar de serem estados atendidos pelos Sistemas Interligados, possuem Sistemas Isolados de pequeno porte, totalizando 295 MW, dos quais 246 MW em usinas térmicas e 49 MW em hidrelétricas (ELETROBRÁS,1998).
Reestruturação do Setor ElétricoO setor elétrico brasileiro, na década de 80, caracterizava-se pela hegemonia de empresas estatais, pela baixa competitividade, planejamento determinativo da expansão, ampliação da oferta garantida pelo Estado e falta de estímulos à eficiência e à competição, fatores estes que culminaram com tarifas defasadas, obras paralisadas e com a inadimplência setorial generalizada.
Esta situação exigia mudanças radicais no setor, uma grande reestruturação para adaptá-lo ao novo modelo setorial que compatibilizasse a privatização do setor, o livre acesso à rede de transmissão por qualquer agente do sistema e as novas formas de comercialização de energia entre as concessionárias.
Essas mudanças iniciaram-se em 1988 com a promulgação da nova Constituição da República Federativa do Brasil onde, no artigo 175, é determinado que o Poder Público só poderia outorgar, sob regime de concessão e permissão, o direito de prestação de qualquer serviço público, dentre eles a geração e a distribuição de energia elétrica, através de licitação. A partir desta, uma série de leis foram promulgadas para regulamentação do artigo 175.
Para atender a estas mudanças estão em fase de implantação: o Operador Nacional do Sistema (ONS), que será responsável pela coordenação e controle da operação da geração e transmissão de energia nos sistemas interligados e o Mercado Atacadista de Energia (MAE), onde será comercializada livremente toda energia disponível em cada sistema interligado. Com isso, o governo espera garantir o fornecimento de energia com qualidade e confiabilidade, melhorando a eficiência do sistema e a capacidade de autofinanciamento, sem que isso acarrete em um aumento das tarifas dos serviços prestados, devido à implantação de uma maior concorrência do setor.
Considerações Finais
As circunstâncias trazidas pela Política Nacional de Recursos Hídricos, conjugadas ao momento de transformação vivido pelo setor elétrico, traduzido pelo ingresso de novos agentes na geração hidrelétrica do país com a conseqüente intervenção em cursos d’água, coloca para o Estado novas dimensões em algumas de suas atribuições enquanto agente responsável pela garantia da qualidade e segurança de obras que, além de estratégicas para o desenvolvimento do país, não podem admitir risco quanto a sua integridade, como é o caso das obras de barramento de um rio.
Assim, não há dúvidas de que a implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos, conforme preconizada na lei, terá reflexos significativos no setor elétrico, exigindo organização, flexibilidade e capacidade de adequação necessárias a bem caracterizar e representar o seu papel no novo contexto, de forma que a incorporação de novos critérios para a tomada de decisão nas metodologias do planejamento da expansão e da operação se verifique sem prejuízo para a política energética nacional.
Neste contexto, cresce em importância e atribuições o papel do agente planejador da expansão do parque gerador de energia elétrica no país, uma vez que ao realizar os estudos de médio e longo prazo, fundamentais para a oferta de oportunidades de investimento na expansão do setor, deverá estar apto a oferecer cenários onde não haja riscos ocultos, sejam de ordem estrutural, operacional ou ambiental. Em outras palavras, cada empreendimento e oportunidade sinalizados deverão estar adequadamente associados aos respectivos custos, considerados todos os aspectos inerentes a empreendimentos desta natureza.
Logo, é necessário que cada empreendimento autorizado, independente da natureza de seu proprietário, seja projetado dentro dos padrões de segurança tradicionalmente praticados pelo setor elétrico, não sendo aceitáveis riscos próprios, irrelevantes quando o que está em jogo vai além do investimento material e alcança a intangibilidade das questões estratégicas e sobretudo da vida humana.
Apesar da predominância da geração hidrelétrica sobre outras fontes alternativas de geração de energia elétrica, característica própria do sistema elétrico brasileiro, a médio prazo, esta situação não deverá ser modificada. A geração de energia elétrica através de centrais térmicas e de novos projetos com fontes alternativas de geração tem aumentado nos últimos anos, favorecida pela atual configuração econômica nacional.
Com a entrada maciça do capital privado no setor elétrico, os novos investimentos tendem para a geração térmica devido ao tempo, ao menor período de amortização do capital inicial aplicado, tornando-se fonte atrativa para os investidores. Desta forma cria-se uma polêmica nas perspectivas futuras das fontes energéticas: hídricas, devido à abundância; ou térmica, devido ao retorno do capital a curto prazo.
"É permitido a todos usar de quaisquer águas públicas conformando-se com os regulamentos administrativos"
A afirmação está no Código de Águas (1934, Artigo 36), que reúne a legislação sobre a matéria do Direito das Águas e regulamenta o uso das águas públicas como um direito de todos. Baseando-se neste princípio, o gerenciamento dos recursos hídricos tem se utilizado da implantação de reservatórios como uma importante ferramenta para o atendimento dos usos múltiplos das águas e satisfação das necessidades humanas. No entanto, devido ao alto crescimento da demanda de energia elétrica e da água destinada ao abastecimento público, industrial e agrícola, o uso múltiplo das águas provocou o surgimento de conflitos que envolvem aspectos ambientais e operacionais, independentemente da finalidade principal do reservatório.
Entre os usos conflitantes dos reservatórios, estão o abastecimento de água, a irrigação, a recreação, a regularização de vazão mínima para o controle da poluição, a navegação e a geração de energia hidrelétrica, onde os benefícios se maximizam com o armazenamento de volumes d'água, que garantam vazões e/ou níveis exigidos pelo uso, e o controle de cheias, que beneficia-se com a criação de volumes vazios, objetivando laminar o volume de água afluente.
Estes conflitos seriam de menor importância, se o uso do recurso hídrico fosse mínimo, mas quando ele aproxima-se do máximo, como no caso da geração de energia hidrelétrica, os conflitos de uso podem adquirir grandes proporções (NEMEC, 1986).
Como exemplo pode-se citar o controle de cheias. Quando são projetadas as usinas hidrelétricas, não existe uma ocupação das planícies de inundação e os estudos de enchentes visam apenas a proteção da barragem. Porém, com a implantação dos reservatórios hidrelétricos há o amortecimento de pequenas cheias (de maior freqüência), o que proporciona uma falsa sensação de segurança para as populações ribeirinhas.
Além disso, este tipo de empreendimento traz um maior desenvolvimento econômico para região que, aliado à falta de uma política de planejamento de urbanização, resulta numa maior ocupação sócio-econômica da planície de inundação e consequentemente em maiores impactos. Apesar dos reservatórios do sistema hidrelétrico brasileiro terem sido projetados somente para geração de energia elétrica, o Código de Águas (1934) estabelece a harmonização com outros usos, através do artigo 143 onde :
"Em todos os aproveitamentos de energia hidráulica serão satisfeitas exigências acauteladoras dos interesses gerais :
a) da alimentação e das necessidades das populações
ribeirinhas;
b) da salubridade pública;
c) da navegação;
d) da irrigação;
e ) da proteção contra as inundações;
f) da conservação e livre circulação do peixe;
g) do escoamento e rejeição das águas.
Por isso, a partir de 1977, após grandes enchentes na bacia do rio Grande, que causaram muitos prejuízos às comunidades, inclusive o rompimento das barragens de Euclides da Cunha e Limoeiro, a área de Planejamento da Operação dos sistemas elétricos interligados brasileiros passou a planejar o controle de cheias. Devido a estas novas vazões de restrição de jusante, o setor elétrico passou a planejar a operação de reservatórios com a alocação de volumes vazios, para controle de cheias, denominados volumes de espera.
Com a aproximação do século XXI, emerge a preocupação mundial no que se refere ao déficit de água que afligirá a terra no início do próximo milênio. Diante do alerta, o aproveitamento dos recursos hídricos assume uma nova abordagem onde não mais prevalecerão as construções de grandes obras hidráulicas, hoje sujeitas a restrições ambientais. A promulgação da lei 9443, de 8 de janeiro de 1997, instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos, e criou o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos no intuito de melhor utilizar este bem público.
Para atender às demandas de água crescentes faz-se necessário otimizar a operação dos aproveitamentos em busca de melhorar a eficiência dos diversos usos, bem como intensificar o uso de fontes alternativas de energia economicamente viáveis.
Represa Guarapiranga
Fonte: www.agua.bio.br
