Presidente da Empresa Brasileira de Energia reconhece momento extremo, mas afasta a possibilidade de racionamento
Renato Araújo/ABr
Para Tolmasquim, Brasil é o único país em que o uso das usinas termelétricas provoca comoção
CartaCapital: O risco de falta de chuvas foi subestimado?
Mauricio Tolmasquim: Realmente passamos por uma das piores hidrologias que se tem registro desde 1931. Nunca houve, ao mesmo tempo, uma situação ruim dessa forma nos subsistema Sudeste/Centro Oeste e Nordeste. Vivemos uma condição hidrológica extrema, bastante ruim. Em janeiro e fevereiro, choveu a metade do que tinha que chover na média de longo prazo nessas regiões. Mas não tem nada a ver com o que aconteceu em 2001. É importante distinguir a situação conjuntural da hidrologia, muito pior do que a de 2001, com a estrutural, mais sólida do que tinha naquele ano.
CC: Qual a diferença?
MT: Entre 1995 e 2001, o consumo de energia cresceu 26,5%, enquanto a capacidade instalada cresceu 24,6%. De 2001 a 2013, o crescimento do consumo foi de 50,8% e o da capacidade, 72,4%. Ou seja, houve uma expansão da quantidade de usinas muito maior do que o aumento do consumo. Outro ponto é a diversificação da matriz. Continuamos com a matriz majoritariamente hidrelétrica, mas a dependência diminuiu em relação a 2001. O peso das termelétricas no sistema passou de 16% para 29%. A diversificação funciona como um seguro da hidrologia. É mais caro, mas o racionamento tem um custo maior.
CC: É um problema todas as termelétricas estarem acionadas?
MT: Elas foram feitas para isso. Só no Brasil gera comoção. Uma termelétrica pode passar dez anos sem ser acionada, mas uma hora será. E estão entrando novas plantas, o setor não está parado. Assim como vai entrar energia nova eólica. E em maio começa a safra da biomassa, que vai até novembro e acrescentará 4 mil megawatts de geração ao sistema. É uma quantidade importante.
CC: Qual o impacto da situação hidrológica atual sob o planejamento?
MT: Não se planeja olhando o pior cenário hidrológico. Faz-se uma análise probabilística, considerando um nível de risco aceitável de 5% de déficit. Hoje temos uma sobra de energia muito maior do que esse planejamento estrutural considera. Por isso conseguimos passar por esse momento extremo, porque foi contratada uma reserva grande e o consumo não cresceu tanto.
CC: Quanto tem de sobra e o que ela representa?
MT: Se trabalharmos com um risco de 5% no sistema, temos 5,5 mil megawatts médios de energia excedente. Isso significa que em 95% dos cenários hidrológicos prováveis, as hidrelétricas podem ofertar 72,4 mil megawatts médios ou mais, diante de um consumo estimado de 66,9 mil MW médios em 2014. Então temos um excedente equivalente a 8% da carga, que é o consumo mais as perdas. Em um cenário de risco menor, de 1%, para se precaver contra séries hidrológicas piores, ainda assim temos um superávit estrutural. Em 99% dos cenários hidrológicos prováveis, as usinas hidrelétricas brasileiras podem gerar 67,5 mil megawatts médios, um excedente de 7,7% da carga. Nos dois casos já estão considerados os atrasos na entrada de novas ofertas.
CC: O cenário atual pode se enquadrar no 1% de risco?
MT: É difícil dizer isso. Em 99% das hidrologias, eu tenho uma oferta maior do que a demanda. Claro que é preciso estar atento, é um sinal amarelo, porque estamos em um momento extremo, mas temos um sistema bastante robusto para poder enfrentar isso. Não é impossível que enfrentemos um período seco pior que todos em todas as regiões, mas não é provável.
CC: E qual o cenário esperado para o período seco?
MT: O grande diferencial vai ser o subsistema Sul, porque é ele que pode mandar energia para o Sudeste/Centro Oeste para equilibrar e, aparentemente, vamos ter um período de boa hidrologia no Sul.
CC: Fontes do setor financeiro estimam um nível médio de 14% nos reservatórios em novembro, o que tornaria inevitável um racionamento em 2015. O senhor concorda?
MT: Não é possível fixar um número. Trabalhamos com vários cenários e olhamos para 2015. Cada cenário chega a níveis diferentes. É claro que ninguém faz um raciocínio de que não vai chover nada, pois mesmo em um ano de hidrologia muito ruim, choveu pouco, mas choveu. Por enquanto estamos monitorando o tempo todo e, claro, se for preciso tomar uma medida, vai ser tomada. Disso não tenho dúvida. O monitoramento considera todas as variáveis: chuva, nível dos reservatórios, entrada de nova oferta, consumo. Olhamos as 82 séries históricas existentes e outras duas mil séries sintéticas, formuladas no computador.
CC: O que levaria à necessidade de racionamento?
MT: Não existe esse número, porque é uma conjunção de fatores, depende de como vai evoluir o clima, se vai chover mais ou menos. Por isso que monitoramos e construímos cenários. No cenário de hoje, todas as previsões levam a um final do ano em condições de ter um ano de 2015 sem problemas de abastecimento, com baixo risco. Mas claro que tem que ver se o período seco virá como projetamos, que é chover no subsistema do Sudeste/Centro Oeste 78% da média histórica, e no Nordeste, 65%. É um cenário bastante conservador.
CC: Qual o impacto dos atrasos em obras de geração no cenário atual?
MT: No cenário que trabalhamos, já são considerados os atrasos. Por exemplo, o excedente medido anteriormente era de 6,2 mil megawatts médios, mas como houve atraso de uma térmica e de algumas turbinas de Jirau, a gente atualizou para 5,5 mil megawatts médios. Um comitê de monitoramento reavalia todo mês a data de entrada das usinas. Em 2015, esse excedente aumenta para 8,8 mil megawatts médios, em 2016, para 9,5 mil, e em 2017, para 10 mil. Todos no cenário de 95% de probabilidade.
CC: Como está a expansão da oferta?
MT: Não há problema de expansão. O capital privado tem investido no setor. Desde a implantação do novo modelo em 2004, contratamos 731 usinas, um total de 67.378 megawatts. É muita coisa, o Brasil tem uma capacidade instalada de 125 mil megawatts. Há problemas de execução, tentamos minorar, mas temos que trabalhar com imprevistos. De 2005 a 2013, fizemos 27 leilões de energia nova.
CC: Qual foi a mudança trazida pelo novo modelo?
MT: No modelo anterior, o setor privado não investia e as estatais estavam impedidas de investir. Isso acabou com o sistema de leilões. O contrato de longo prazo obtido no leilão é uma garantia para pegar financiamento no BNDES, são contratos blindados contra a queda de demanda, com manutenção da receita. Em cada leilão, analisamos de 500 a 600 projetos. É uma dinâmica muito interessante, ficou fácil investir.
Mauricio Tolmasquim: Realmente passamos por uma das piores hidrologias que se tem registro desde 1931. Nunca houve, ao mesmo tempo, uma situação ruim dessa forma nos subsistema Sudeste/Centro Oeste e Nordeste. Vivemos uma condição hidrológica extrema, bastante ruim. Em janeiro e fevereiro, choveu a metade do que tinha que chover na média de longo prazo nessas regiões. Mas não tem nada a ver com o que aconteceu em 2001. É importante distinguir a situação conjuntural da hidrologia, muito pior do que a de 2001, com a estrutural, mais sólida do que tinha naquele ano.
CC: Qual a diferença?
MT: Entre 1995 e 2001, o consumo de energia cresceu 26,5%, enquanto a capacidade instalada cresceu 24,6%. De 2001 a 2013, o crescimento do consumo foi de 50,8% e o da capacidade, 72,4%. Ou seja, houve uma expansão da quantidade de usinas muito maior do que o aumento do consumo. Outro ponto é a diversificação da matriz. Continuamos com a matriz majoritariamente hidrelétrica, mas a dependência diminuiu em relação a 2001. O peso das termelétricas no sistema passou de 16% para 29%. A diversificação funciona como um seguro da hidrologia. É mais caro, mas o racionamento tem um custo maior.
CC: É um problema todas as termelétricas estarem acionadas?
MT: Elas foram feitas para isso. Só no Brasil gera comoção. Uma termelétrica pode passar dez anos sem ser acionada, mas uma hora será. E estão entrando novas plantas, o setor não está parado. Assim como vai entrar energia nova eólica. E em maio começa a safra da biomassa, que vai até novembro e acrescentará 4 mil megawatts de geração ao sistema. É uma quantidade importante.
CC: Qual o impacto da situação hidrológica atual sob o planejamento?
MT: Não se planeja olhando o pior cenário hidrológico. Faz-se uma análise probabilística, considerando um nível de risco aceitável de 5% de déficit. Hoje temos uma sobra de energia muito maior do que esse planejamento estrutural considera. Por isso conseguimos passar por esse momento extremo, porque foi contratada uma reserva grande e o consumo não cresceu tanto.
CC: Quanto tem de sobra e o que ela representa?
MT: Se trabalharmos com um risco de 5% no sistema, temos 5,5 mil megawatts médios de energia excedente. Isso significa que em 95% dos cenários hidrológicos prováveis, as hidrelétricas podem ofertar 72,4 mil megawatts médios ou mais, diante de um consumo estimado de 66,9 mil MW médios em 2014. Então temos um excedente equivalente a 8% da carga, que é o consumo mais as perdas. Em um cenário de risco menor, de 1%, para se precaver contra séries hidrológicas piores, ainda assim temos um superávit estrutural. Em 99% dos cenários hidrológicos prováveis, as usinas hidrelétricas brasileiras podem gerar 67,5 mil megawatts médios, um excedente de 7,7% da carga. Nos dois casos já estão considerados os atrasos na entrada de novas ofertas.
CC: O cenário atual pode se enquadrar no 1% de risco?
MT: É difícil dizer isso. Em 99% das hidrologias, eu tenho uma oferta maior do que a demanda. Claro que é preciso estar atento, é um sinal amarelo, porque estamos em um momento extremo, mas temos um sistema bastante robusto para poder enfrentar isso. Não é impossível que enfrentemos um período seco pior que todos em todas as regiões, mas não é provável.
CC: E qual o cenário esperado para o período seco?
MT: O grande diferencial vai ser o subsistema Sul, porque é ele que pode mandar energia para o Sudeste/Centro Oeste para equilibrar e, aparentemente, vamos ter um período de boa hidrologia no Sul.
CC: Fontes do setor financeiro estimam um nível médio de 14% nos reservatórios em novembro, o que tornaria inevitável um racionamento em 2015. O senhor concorda?
MT: Não é possível fixar um número. Trabalhamos com vários cenários e olhamos para 2015. Cada cenário chega a níveis diferentes. É claro que ninguém faz um raciocínio de que não vai chover nada, pois mesmo em um ano de hidrologia muito ruim, choveu pouco, mas choveu. Por enquanto estamos monitorando o tempo todo e, claro, se for preciso tomar uma medida, vai ser tomada. Disso não tenho dúvida. O monitoramento considera todas as variáveis: chuva, nível dos reservatórios, entrada de nova oferta, consumo. Olhamos as 82 séries históricas existentes e outras duas mil séries sintéticas, formuladas no computador.
CC: O que levaria à necessidade de racionamento?
MT: Não existe esse número, porque é uma conjunção de fatores, depende de como vai evoluir o clima, se vai chover mais ou menos. Por isso que monitoramos e construímos cenários. No cenário de hoje, todas as previsões levam a um final do ano em condições de ter um ano de 2015 sem problemas de abastecimento, com baixo risco. Mas claro que tem que ver se o período seco virá como projetamos, que é chover no subsistema do Sudeste/Centro Oeste 78% da média histórica, e no Nordeste, 65%. É um cenário bastante conservador.
CC: Qual o impacto dos atrasos em obras de geração no cenário atual?
MT: No cenário que trabalhamos, já são considerados os atrasos. Por exemplo, o excedente medido anteriormente era de 6,2 mil megawatts médios, mas como houve atraso de uma térmica e de algumas turbinas de Jirau, a gente atualizou para 5,5 mil megawatts médios. Um comitê de monitoramento reavalia todo mês a data de entrada das usinas. Em 2015, esse excedente aumenta para 8,8 mil megawatts médios, em 2016, para 9,5 mil, e em 2017, para 10 mil. Todos no cenário de 95% de probabilidade.
CC: Como está a expansão da oferta?
MT: Não há problema de expansão. O capital privado tem investido no setor. Desde a implantação do novo modelo em 2004, contratamos 731 usinas, um total de 67.378 megawatts. É muita coisa, o Brasil tem uma capacidade instalada de 125 mil megawatts. Há problemas de execução, tentamos minorar, mas temos que trabalhar com imprevistos. De 2005 a 2013, fizemos 27 leilões de energia nova.
CC: Qual foi a mudança trazida pelo novo modelo?
MT: No modelo anterior, o setor privado não investia e as estatais estavam impedidas de investir. Isso acabou com o sistema de leilões. O contrato de longo prazo obtido no leilão é uma garantia para pegar financiamento no BNDES, são contratos blindados contra a queda de demanda, com manutenção da receita. Em cada leilão, analisamos de 500 a 600 projetos. É uma dinâmica muito interessante, ficou fácil investir.
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