Brasil Energia | Ed. 459 - Outubro, 2019

Brasil Energia , nº 459, 15 de outubro de 2019 81 Jerson Kelman e Rafael Kelman Jerson Kelman é professor da COPPE-UFRJ, ex-diretor geral da ANA e da Aneel e atual presidente do CA da Eneva Rafael Kelman é diretor da PSR Energy O planejamento do setor elétrico brasileiro é domi- nado pela incerteza sobre as afluências futuras às usi- nas hidrelétricas. Tradicionalmente, assume-se que as séries históricas constituam a realização de um proces- so estocástico estacionário. Significa que, embora não se saiba qual será a afluência futura a qualquer UHE, é possível conhecer sua distribuição de probabilidades, que dependerá da época do ano e das afluências preté- ritas. Ao assumir a hipótese de estacionariedade (HdE), admite-se que o futuro, embora incerto, seja probabi- listicamente estável. Como se a Natureza estivesse “sor- teando” eventos climáticos numa sofisticada roleta, que nunca muda. É evidente que a HdE não se sustenta numa escala de tempo geológica. Porém, até alguns anos atrás pare- cia razoável aceitá-la como uma aproximação, limitada à escala de tempo de algumas décadas. Restava iden- tificar as propriedades da “roleta”. Ou seja, identificar o modelo usado pela Natureza e estimar seus parâme- tros. Tudo o que do que se dispõe para executar essa ta- refa são as séries históricas de afluências, que começam oficialmente em janeiro de 1931. Como as medições fluviométricas de nível e de va- zão para definição das curvas-chave não estavam dis- poníveis na época, a série oficial contém inferências a partir dos poucos dados efetivamente medidos. Pa- ra complicar, as séries históricas oficiais são “naturais” e não as “observadas”. Trata-se da quantidade de água disponibilizada pela Natureza em certo ponto do rio, descontando-se a interferência humana. Para determi- ná-la, parte-se da vazão observada no ponto de interes- se, sendo preciso “desfazer” todas as modificações an- trópicas na bacia hidrográfica a montante. Inescapavel- mente cometem-se erros neste processo de cálculo das vazões naturais. Na década de 1970, quando os modelos de otimi- zação baseados em modelagem estocástica começaram a ser utilizados, a precariedade das informações não agradava os pesquisadores e planejadores. Mas não ha- via alternativa para extrair alguma certeza da incerteza hidrológica. Quase meio século depois, parece razoável indagar se faz sentido continuar usando séries históricas que remontam a passado tão distante e com tanta incerte- za. Não seria mais prudente usar apenas as informa- ções mais recentes? Para responder a questão, os autores usaram o mo- delo Monalisa (Kelman, Kelman & Pereira, Energia Fir- me de Sistemas Hidrelétricos e Usos Múltiplos dos Re- cursos Hídricos, Revista Brasileira de Recursos Hídri- cos, 2004) em exercício para determinar a energia fir- me de cada década do Nordeste, considerando este sis- tema isolado dos demais. Utilizou-se a configuração do PMO/ONS de julho de 2019. A figura abaixo mostra a evidente queda da energia firme do Nordeste, em décadas recentes. Há di- versas possíveis explicações para o fenômeno. É possí- vel até que uma adequada gestão da água possa mitigá- -lo. Porém, diz o bom senso que o Setor Elétrico deve- ria desconsiderar as afluências das décadas iniciais da série histórica às usinas da bacia do rio São Francisco. A energia firme decenal diminuiria de 6,4 GWm para 6 GWm, se utilizássemos afluências a partir de 1951, e para 5,6 GWm, se a partir de 1971 (redução de 6% e 12%, respectivamente). A redução da garantia física das UHE do Nordeste contribuiria para reduzir o desequilíbrio entre a pro- dução hidrelétrica total do Brasil (consistentemente menor que a esperada) e os contratos de venda de ener- gia, provocando exposições financeiras às empresas do- nas destes ativos, o conhecido “problema do GSF”. ENERGIA FIRME DA REGIÃO NORDESTE