Donas de uma fatia ainda modesta, mas promissora, da matriz energética brasileira, as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) sofrem tanto ou mais que as grandes usinas com a seca. A baixa vazão de água levou ao desligamento da principal PCH mantida pela Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig), a Usina de Cajuru, no Rio Pará, em Divinópolis, no Centro-Oeste do estado, sacrificando também, a jusante, a Hidrelétrica de Gafanhoto que operava ontem, só meio megawatt/hora, o equivalente a 3,5% da sua capacidade de geração. Em todo o estado, que detém 99 pequenas usinas, maior número no país, a produção está limitada a até 20% do que esses empreendimentos poderiam oferecer ao sistema elétrico por força do castigo imposto pela estiagem prolongada aos mananciais hídricos.
Na maioria das PCHs administradas pela Cemig, toda a água recebida nas barragens tem sido liberada para evitar mais pressão sobre os rios e o uso múltiplo nas áreas urbanas e rurais, informou o superintendente de Planejamento de Geração e Transmissão da concessionária, Nelson Benício Marques Araújo. Em Cajuru, é como se o reservatório tivesse deixado de existir, o que afeta a usina de Gafanhoto, em operação desde 1946 a uma altura máxima de 8 metros da barragem. “Muitas dessas usinas estão limitadas por uma seca que é geral. Sofrem porque não têm capacidade de armazenamento e as vazões (de água) que têm chegado são muito pequenas”, afirma.
Com capacidade total de gerar 783,9 megawatts de energia, as PCHs mineiras participam com cerca de 6% da matriz energética do estado, abrigadas em mais de 90 municípios. Como não estocam volumes expressivos de água, uma vez que seus reservatórios ocupam no máximo 3 quilômetros quadrados, elas são chamadas de usinas a fio d’água, pois são instaladas próximas da superfície e aproveitam a velocidade da água para geração da energia.
Recentemente, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) informou que elas ampliaram em quase três vezes a sua capacidade total no Brasil entre 2003 e 2012, passando a responder por pouco mais de 3% da matriz brasileira, frente aos 1,22% anteriores. Além do custo menor desses empreendimentos, as PCHs contam com as vantagens do tempo menor de construção, em geral de 18 meses, em relação às usinas hidrelétricas de grande porte, e cumprem um caminho mais curto de autorização legal, dada pela Aneel.
Maior empresa da América Latina no segmento de fontes de energia renovável, a CPFL Energias Renováveis opera oito PCHs em Minas a um ritmo de 30% a 50% da capacidade de geração das usinas, quando o normal nesta época do ano seria acima da metade de potência, informou o diretor de Operação e Manutenção da empresa, João Martin. “Vivemos cenários mais restritivos, mas que já eram esperados. Não se trata de um cenário que decida ou sinalize que não se deva investir mais nesses empreendimentos”, diz o executivo.
À espera de recuperação das vazões de água com as esperadas chuvas a partir de novembro, a CPFL Renováveis observa diariamente as condições mínimas de operação das máquinas, com o objetivo de deixá-las preparadas para operar a plena carga. Eventuais desligamentos podem ser feitos durante a madrugada. As oito usinas mineiras têm potência instalada de 104,5 megawatts. A empresa opera, ainda, uma termelétrica movida a bagaço de cana no município de Araporã, no Triângulo, capaz de gerar 50MW.
Expectativa
Em Poços de Caldas, no Sul de Minas, os reservatórios das quatro PCHs geridas pelo grupo DME funcionam com 20% da capacidade. O contingenciamento da geração – a capacidade total instalada é de 24 MW – levou também à decisão de elevar a compra de energia no chamado mercado livre, em que o cliente escolhe o fornecedor do insumo, de acordo com o diretor-superintendente da DME Distribuidora, João Deon Pereira. “Trabalhamos com um cenário positivo para as chuvas de verão. É possível que não haja uma recuperação à plenitude das usinas, mas as chuvas vão aliviar a situação”, diz o executivo. A energia gerada pela empresa municipal atende aos 160 mil habitantes da cidade.
A recuperação dos níveis de água é esperada, da mesma forma, por Paulo Sérgio Machado Ribeiro, subsecretário de Desenvolvimento Mínero-Metalúrgico e Política Energética de Minas Gerais. “Preocupa, de fato, mas esperamos que esta seja uma situação de anomalia momentânea”, afirma. Para o superintendente de planejamento da Cemig, Nelson Araújo, não há perda de atratividade das PCHs. “Elas podem continuar sendo um bom negócio desde que bem planejadas e que tenham disponibilidade hídrica e tamanho capazes de equilibrar os custos de operação.” Procurados pelo Estado de Minas, a Aneel e o Operador Nacional do Sistema (ONS) informaram não dispor de um balanço da situação das PCHs.
Horário de verão alivia menos
Cercado de apostas para poupar os reservatórios das usina hidrelétricas, o Horário Brasileiro de Verão vai durar mais tempo neste ano, no entanto, terá contribuição financeira menor, como admitiu o Ministério de Minas e Energia. A economia do insumo será 31,35% inferior a obtida no ano passado, quando a redução correspondeu a R$ 405 milhões. Neste ano, são estimados R$ 278 milhões, a partir da zero hora de domingo, quando os relógios do Sudeste, Centro-Oeste e Sul deverão ser adiantados em uma hora. A diferença financeira que a medida vai fazer reflete a energia mais cara em 2014 e em 2015 gerada pelas usinas termelétricas e que não poderão ser desligadas.
“A diferença está na situação hidrológica adversa, com menos chuvas, e o maior despacho térmico”, disse o secretário de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia, Ildo Grüdtner. Ante a média de duração do horário de verão nos últimos 15 anos, de 121 dias, agora serão 126 dias até 22 de fevereiro de 2015. Na prática, a redução no consumo será idêntica a do ano passado, de 195 Megawatts médios no Sudeste e Centro-Oeste. Esse volume equivale a quase o dobro da demanda de uma cidade como Brasília no chamado período “de ponta”, que vai das 18h às 21h.
No Sul, as estimativas do ministério são de uma diminuição de 55MW médios no consumo, energia suficiente para abastecer Florianópolis no mesmo período. O horário de verão não será adotado no Norte e Nordeste. A Cemig informou que em sua área de concessão, a demanda de energia deverá ser 4% menor no período de vigência da medida. As estimativas quanto à economia do insumo apontam até 0,5%, o que equivale às necessidades de iluminação de Belo Horizonte durante nove dias.
Na avaliação do diretor de Operação e Manutenção da CPFL Renováveis, João Martin, o horário de verão tem sua importância especialmente no cenário de restrição da geração hidrelétrica ao deslocar a ponta do consumo (período de maior concentração da demanda), permitindo melhor aproveitamento da água que abastece os reservatórios das usinas. “Proporciona ao sistema elétrico atender melhor os consumidores, sem exigir o trabalho sincronizado das máquinas num mesmo momento”, afirma. Concorda com ele o diretor-superintendente da DME Energética, João Deon Pereira. (MV com agências)