A energia elétrica pode ser gerada através de fontes renováveis de energia (a força das águas e dos ventos, o sol e a biomassa), ou não renováveis (combustíveis fósseis e nucleares).
No Brasil, devido ao grande número de rios, a eletricidade é produzida (mais de 90%) por geração hidrelétrica mas é gerada também em termelétricas que utilizam a fissão nuclear, carvão mineral e óleo combustível.
A energia elétrica é transportada das usinas através das linhas de transmissão existentes em todo o território nacional chegando aos consumidores por redes de distribuição, que são o conjunto de postes, cabos e transformadores que levam a eletricidade até as residências, indústrias, hospitais, escolas, etc.
Para aumentar a oferta de eletricidade é importante considerar todas as fontes de energia disponíveis. As fontes convencionais são: energia hidráulica, gás natural, carvão mineral, derivados do petróleo, energia nuclear. As fontes não convencionais são: energia eólica, solar e de biomassa.
A energia de biomassa é fornecida por matérias de origem vegetal, renováveis em intervalos relativamente curtos de tempo. O quadro das biomassas é bastante amplo, compreendendo a tradicional lenha das florestas naturais, bagaço de cana, madeira cultivada especificamente para fins energéticos, resíduos das indústrias da serraria, aglomerados e celulose, além do biogás, obtido pela decomposição de dejetos.
Uma usina hidrelétrica pode ser definida como um conjunto de obras e equipamentos cuja finalidade é a geração de energia elétrica, através de aproveitamento do potencial hidráulico existente num rio.
A geração hidrelétrica está associada à vazão do rio, isto é, à quantidade de água disponível em um determinado período de tempo e à altura de sua queda. Quanto maiores são os volumes de sua queda, maior é seu potencial de aproveitamento na geração de eletricidade. A vazão de um rio depende de suas condições geológicas, como largura, inclinação, tipo de solo, obstáculos e quedas. É determinada ainda pela quantidade de chuvas que o alimentam, o que faz com que sua capacidade de produção de energia varie bastante ao longo do ano.
O potencial hidráulico é proporcionado pela vazão hidráulica e pela concentração dos desníveis existentes ao longo do curso de um rio. Isto pode se dar de uma forma natural, quando o desnível está concentrado numa cachoeira; através de uma barragem, quando pequenos desníveis são concentrados na altura da barragem ou através de desvio do rio de seu leito natural, concentrando-se os pequenos desníveis nesses desvios.
Basicamente, uma usina hidrelétrica compõe-se das seguintes partes: barragem, sistemas de captação e adução de água, casa de força e sistema de restituição de água ao leito natural do rio. Cada parte se constitui em um conjunto de obras e instalações projetadas harmoniosamente para operar eficientemente em conjunto.
Para aproveitar o potencial hidrelétrico de um determinado rio, geralmente interrompe-se seu curso normal através de uma barragem que provoca a formação de um lago artificial chamado reservatório.
A água captada no lago formado pela barragem é conduzida até a casa de força através de canais, túneis e/ou condutos metálicos. Após passar pela turbina hidráulica, na casa de força, a água é restituída ao leito natural do rio, através do canal de fuga.
Dessa forma, a potência hidráulica é transformada em potência mecânica quando a água passa pela turbina, fazendo com que esta gire, e, no gerador, que também gira acoplado mecanicamente à turbina, a potência mecânica é transformada em potência elétrica.
A energia assim gerada é levada através de cabos ou barras condutoras, dos terminais do gerador até o transformador elevador, onde tem sua tensão (voltagem) elevada para adequada condução, através de linhas de transmissão, até os centros de consumo. Daí, através de transformadores abaixadores, a energia tem sua tensão levada a níveis adequados para utilização pelos consumidores.
A termeletricidade, assim como a hidreletricidade, também é produzida por um gerador e transportada até os locais de consumo por linhas de transmissão. O gerador é impulsionado pela queima de um combustível. Ao queimar, o combustível aquece uma caldeira com água, produzindo vapor com uma pressão tão alta que move as pás de uma turbina, que por sua vez aciona o gerador.
Qualquer produto capaz de gerar calor pode ser usado como combustível, do bagaço de diversas plantas aos restos de madeira. Os combustíveis mais utilizados são: óleo combustível, óleo diesel, gás natural, urânio enriquecido e o carvão mineral.
A energia nuclear provém da fissão nuclear do urânio, do plutônio ou do tório ou da fusão nuclear do hidrogênio. Atualmente utiliza-se quase somente o urânio. O fator básico é que da fissão de um átomo de urânio são produzidos 10 milhões de vezes a energia produzida pela combustão de um átomo de carbono do carvão ou do petróleo.
O Brasil possui a 6ª maior reserva mundial de urânio, assegurando uma excelente reserva e a garantia do suprimento de combustível.
Apesar de sua complexidade tecnológica, o funcionamento de uma usina nuclear é fácil de compreender. Ela funciona com princípio semelhante ao de uma usina termelétrica: o calor gerado pela combustão do carvão, do óleo ou do gás vaporiza a água em uma caldeira. Este vapor aciona uma turbina, à qual está acoplado um gerador, que produz a energia elétrica.
Na usina nuclear, o calor é produzido pela fissão do urânio no núcleo do reator.
É a energia dos ventos, como decorrência do movimento das massas de ar. A energia dos ventos é uma abundante fonte de energia renovável, limpa e disponível em todos os lugares. A utilização desta fonte energética para a geração de eletricidade, em escala comercial, teve início há pouco mais de 30 anos e através de conhecimentos da indústria aeronáutica os equipamentos para geração eólica evoluíram rapidamente em termos de idéias e conceitos preliminares para produtos de alta tecnologia.
Existem, atualmente, mais de 30.000 turbinas eólicas de grande porte em operação no mundo, com capacidade instalada da ordem de 13.500 MW.
No Brasil, algumas medidas precisas de vento, realizadas recentemente em diversos pontos do território nacional, indicam a existência de um imenso potencial eólico ainda não explorado. Considerando esse potencial, é possível produzir eletricidade a custos competitivos com centrais termelétricas, nucleares e hidroelétricas.
A capacidade instalada no Brasil é de 20,3 MW, com turbinas eólicas de médio e grande portes conectadas à rede elétrica. Além disso, existem dezenas de turbinas eólicas de pequeno porte funcionando em locais isolados da rede convencional para aplicações diversas - bombeamento, carregamento de baterias, telecomunicações e eletrificação rural.
É um sistema de transporte envolvendo condutores e equipamentos e diferentes distâncias, formas e níveis de tensão. Devido às diferentes localizações geográficas das usinas geradoras e dos centros de carga, esse sistema faz a interligação entre as usinas e os consumidores para que a energia elétrica produzida possa ser utilizada.
Todas as formas de geração de energia elétrica provocam interferências no meio ambiente sendo umas mais que outras.
As usinas hidrelétricas provocam vários impactos ambientais, como a inundação de áreas (destruindo a flora e a fauna), interferência no curso natural dos rios e nos seu ciclos (devido ao represamento e controle das águas) e deslocamento de populações.
As linhas de transmissão também produzem impactos ambientais, embora de dimensão bastante inferior aos das usinas de geração.
Até mesmo as energias solar e eólica causam impacto ambiental: a primeira exige um processo de mineração poluidor para extração do minério utilizado na fabricação da célula fotovoltaica. A segunda causa ruídos elevados nas proximidades dos geradores eólicos e ambas, além de deslocar a fauna e flora locais, ocupam espaços que poderiam dar lugar a outras atividades.
Para cada forma de energia foi estabelecida uma medida. No caso da energia elétrica estabeleceu-se o Watt-hora (Wh). Para descrever seus múltiplos utiliza-se palavras gregas:
K (kilo)= mil =>KWh
M (mega)= milhão =>MWh
G (giga)= bilhão =>GWh
T (tera)= trilhão =>TWh
É uma medida implantada com o objetivo de reduzir o consumo de energia e diminuir a demanda no horário de pico do consumo, através do melhor aproveitamento da luz solar. O Horário de Verão, permite uma economia de energia da ordem de 1% e na demanda, no horário de pico, de 3,5 a 5%.
No Horário de Verão, os relógios são adiantados em 1 hora. Com isso, passamos a ter os dias mais longos e há um natural deslocamento de carga no horário de ponta, diminuindo o pico da demanda. Nas grande cidades, as pessoas começam a chegar em casa por volta de 18 horas, ou seja, no início da noite. Chegando em casa a pessoa liga a luz elétrica interna. Nessa mesma hora, entra em operação a iluminação pública, placas de luminosos comerciais, e as indústrias continuam o trabalho. Com o horário de verão, as cargas de iluminação pública e das residências passam a entrar após 19 horas, quando o consumo industrial começa a cair. Com isso há a redução na carga nesse horário.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico é uma entidade privada criada em 26 de agosto de 1998, responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica nos sistemas interligados brasileiros. O ONS é uma associação civil, cujos integrantes são as empresas de geração, transmissão, distribuição, importadores e exportadores de energia elétrica e consumidores livres, tendo o Ministério de Minas e Energia como membro participante com poder de veto em questões que conflitem com as diretrizes e políticas governamentais para o setor. Também tomam parte nessa associação os Conselhos de Consumidores.
Reduz os riscos de falta de energia elétrica.
Contribui para a ampliação do serviço de eletricidade alavancando recursos para investimentos pelas empresas.
Contribui para a redução do custo Brasil aumentando a competitividade em todas as atividades econômicas em que a energia elétrica seja insumo relevante.
Fonte: www.ons.org.br
A água é um recurso de valor inestimável para a humanidade, participando de praticamente todas as suas atividades, desde a alimentação até a geração de energia. A conscientização da escassez deste recurso e de sua limitada capacidade de renovação transforma, a cada década que passa, a procura por este bem mineral, tornando-se mais acirrada a competitividade entre setores. O crescimento populacional aliado à intensificação das atividades de caráter poluidor tem, em todo mundo, mostrado a ocorrência de problemas relacionados à falta desse recurso, em condições adequadas de quantidade ou de qualidade, para o atendimento das necessidades mais elementares das populações.
A natureza finita da fonte renovável "recurso hídrico" contém um aspecto crítico, que deve ser analisado sob a ótica do crescimento populacional. São poucos os outros recursos essenciais à vida, que estão restritos por limites de disponibilidade tão definidos quantos os recursos hídricos. Com a concentração populacional, a disponibilidade média de água renovável por habitante tende a diminuir o que repercute sobre a saúde e os padrões de qualidade de vida. A garantia de acesso à água em quantidade suficiente e com qualidade adequada vem adquirindo, cada vez mais, contornos estratégicos para a sobrevivência das nações.
Entre 1940 e 1990 a população mundial duplicou, passando de 2,3 para 5,3 bilhões de habitantes, com o respectivo consumo de água aumentando de 1.000km3 para 4.000km3. Portanto, neste período, ocorreu a quadruplicação do consumo per capita de água por ano. A constatação prática destas duas tendências, neste fim de século, devido às características finitas do recurso, pressupõe uma remota probabilidade de que nova quadruplicação ocorra no consumo. Segundo as estimativas, o limite superior de água utilizável no globo para consumo situa-se entre 9.000km3 e 14.000km3 (Freitas, 1998). Dentro desta perspectiva, o aumento da população implicará no uso desta reserva, para o consumo e para a melhoria da qualidade de vida proveniente do uso de energia elétrica.
A água total existente no planeta apresenta a seguinte distribuição: 97,5% - água salgada e 2,5% - água doce. Por sua vez, a água doce encontra-se nos seguintes percentuais: 69% em geleiras e neves eternas, 30% de água subterrânea, 0,7% em outras situações, tais como umidade do solo, pantanais e solos congelados, e 0,3% em rios e lagoas (Gleick, 1993). O Brasil, quinto país do mundo em superfície, possui 8% do total de água doce existente no mundo. Diante deste quadro verifica-se que, em nosso país, a fonte de energia mais abundante e de menor custo de geração tem sido de origem hidráulica.
Energia hidrelétrica gerada pelos maiores produtores do mundo
Tabela 1 - Maiores produtores mundiais de hidroeletricidade entre 1990
e 1996.
A geração de energia hidrelétrica mundial aumentou em 502 bilhões de kWh entre 1987 a 1996, com uma média anual de 2,5%. Segundo a World Energy Council (1996), Canadá, Estados Unidos, Brasil, China e Rússia foram os cinco maiores produtores de hidroeletricidade em 1996. A soma da energia hidrelétrica gerada por estes países representa 51% do total mundial (Figura 1). Na Tabela 1, é apresentada a energia gerada por hidrelétricas, por cada um destes países, no período de 1990 a 1996, e o total gerado no mundo em bilhões de kWh.
De maneira geral, a produção de energia nas Américas Central e do Sul cresceu 8,8 quatriliões Btu entre 1987 a 1996, sendo que a produção de óleo bruto contribuiu para um acréscimo de 5,1 quatriliões Btu e a hidroeletricidade 1,8 quatriliões Btu.
Na área de energia, a geração hidrelétrica garante a produção de 91% da eletricidade consumida no Brasil, o equivalente a um valor aproximado de 10 bilhões de dólares/ano, se computado somente o aferido na etapa da geração de energia (Freitas, 1998).
O potencial hidrelétrico brasileiro conhecido, referente a janeiro de 1998, é de aproximadamente 260 GW, dos quais encontram-se em operação cerca de 22%, existindo portanto ainda um percentual de potencial hidrelétrico a ser aproveitado (ELETROBRÁS, 1999).
O Brasil, possuidor de 8% da água doce mundial, naturalmente é responsável pela manutenção e formação de uma consciência do uso racional deste recurso. O setor elétrico, o maior usuário da água sem caráter degradativo, mas como modificador do meio ambiente, possui um importante papel no gerenciamento dos recursos hídricos do país.
Na Tabela 2, observa-se a disponibilidade hídrica do Brasil, bem como faz-se inferências a determinadas características climáticas das bacias hidrográficas, que condicionam sua capacidade de vazão.
Tabela 2 - Disponibilidade Hídrica do Brasil em 1997.
Fonte: ANEEL (* área em território brasileiro, ** até a foz do rio Iguaçu , *** até a foz do rio Apa).
As dimensões geográficas, aliadas às condições hídricas do território brasileiro, favoreceram o largo emprego deste potencial para a produção de energia, levando a um maior investimento na implantação de hidrelétricas. O potencial hidrelétrico brasileiro pode ser observado segundo os dados apresentados na Tabela 3.
Fonte: EletrobrásB - 1999.
Para se elaborar estudos de inventário, projetos e construir reservatórios hidrelétricos se faz necessário um amplo conhecimento do meio ambiente, necessitando-se assim de informações sobre as condições e a evolução dos recursos hídricos. Para tanto, o Brasil possui uma rede hidrológica considerável, com 3.434 estações fluviométricas e 8.625 estações pluviométricas (destas, 1.614 fluviométricas e 2.268 pluviométricas são monitoradas pela ANEEL), possibilitando assim o estudo das águas para sua utilização (ver capítulo sobre Rede Hidrométrica).
No Brasil, a rede hidrometerológica ANEEL/MME, de maior importância do setor energético, demanda recursos da ordem de 15 milhões de dólares/ano para operação e gerenciamento, ou seja, 3,6% do montante dos recursos provenientes da Compensação Financeira e Royaties pagos pelas usinas hidrelétricas em operação no país.
Especialmente para o setor elétrico, as redes de coletas de informações proporcionam a elaboração de séries históricas que são fundamentais para a elaboração de projetos destinados ao aproveitamento ótimo energético dos cursos d’água, além do fornecimento de importantes subsídios para o estabelecimento de regras operativas para os reservatórios existentes.
Os primeiros registros da história da hidreletricidade no Brasil são dos últimos anos do Império, quando o crescimento das exportações do país, principalmente de café e de borracha culminaram com a modernização da infra-estrutura do país, tão necessária à produção e ao transporte de mercadorias.
A modernização dos serviços de infra-estrutura abrangiam, também, serviços públicos urbanos como linhas de bondes, água e esgoto, iluminação pública e a produção e distribuição de energia. Com o aumento das atividades industriais e da urbanização, o investimento na área de energia elétrica, ainda muito tímido, passou a ser bastante atrativo.
Nos primórdios, há relatos de pequenas usinas com pouca potência destinadas a usos privados em moinhos, serrarias e algumas tecelagens. A grande concentração dessas usinas ocorreu em Minas Gerais, disseminando-se na direção sudeste, até chegar a São Paulo.
Em 7 de setembro de 1889, às vésperas da proclamação da República, foi inaugurada a primeira usina hidrelétrica de maior porte destinada ao serviço público. A usina de Marmelo-0, com uma potência instalada de 250 kW, foi construída no rio Paraibuna com o objetivo de fornecer eletricidade para iluminação pública da cidade de Juiz de Fora/MG.
O excedente da energia gerada pelas usinas hidrelétricas era aproveitado em pequenas redes de distribuição implantadas por seus proprietários. Estas pequenas redes foram se expandindo pelas regiões vizinhas, chegando a motivar o aumento de potência de muitas usinas.
A evolução do parque gerador instalado sempre esteve intimamente atrelada aos ciclos de desenvolvimento nacional. Os períodos de maior crescimento econômico implicavam num aumento da demanda de energia e, conseqüentemente, na ampliação da potência instalada. Igualmente, as épocas recessivas afetaram diretamente o ritmo de implantação de novos empreendimentos.
Em síntese, entre 1880 e 1900, o aparecimento de pequenas usinas geradoras deveu-se basicamente à necessidade de fornecimento de energia elétrica para serviços públicos de iluminação e para atividades econômicas como mineração, beneficiamento de produtos agrícolas, fábricas de tecidos e serrarias. Neste mesmo período, a potência instalada aumentou consideravelmente, com o afluxo de recursos financeiros e tecnológicos do exterior para o setor elétrico. Predominando o investimento hidrelétrico, multiplicaram-se as companhias de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica nas pequenas localidades. As duas primeiras companhias de eletricidade sob controle de capital estrangeiro, que tiveram importância na evolução do serviço elétrico, são a Light e a AMFORP, instaladas nos dois centros onde nasceu a indústria nacional, São Paulo e Rio de Janeiro.
Até a virada do século predominou a geração de energia elétrica através de centrais termelétricas. Em 1901, com a entrada em operação da "Hydroelétrica de Parnahyba" (atual Edgar de Souza), primeira usina hidrelétrica da Companhia Light, este quadro mudou em favor da geração hidrelétrica. No ano de 1907, a Light iniciou a produção de energia elétrica para a cidade do Rio de Janeiro com a entrada em operação da usina hidrelétrica de Fontes no Ribeirão das Lajes, que, em 1909, era uma das maiores usinas do mundo em operação, com uma potência instalada de 24.000 kW.
A partir da década de 20, se fez necessária a ampliação do parque gerador no intuito de atender aos constantes aumentos de consumo de energia elétrica demandados pelo desenvolvimento do setor industrial. Durante essa década a capacidade geradora instalada foi duplicada, sendo que em 1920, dos 475,7 MW instalados, cerca de 77,8% já eram de origem hídrica. Na segunda metade da década de 20, as empresas Amforp e Light assumem o controle acionário de maior parte da empresas de energia elétrica atuantes no país. Assim, em 1930, praticamente todas as áreas mais desenvolvidas do país, e também aquelas que apresentaram maiores possibilidades de desenvolvimento, caíram sob o monopólio dessas duas empresas restando, fora de seus alcances, apenas poucas áreas, inexpressivas, tais como os estados das regiões Norte e Nordeste. No interior destes estados continuaram operando numerosas empresas de porte reduzido, muitas mantidas pelas prefeituras, as quais atendiam o pequeno consumo local.
A mudança de governo na década de 30, trouxe uma nova forma de administrar os recursos hídricos, que passaram a ser considerados como de interesse nacional. O Estado passa a intervir neste setor diretamente, assumindo o poder concedente dos direitos de uso de qualquer curso ou queda d’água com a assinatura do Código das Águas de 1934, em vigor até os dias atuais. Também neste período foi criado o Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica (CNAEE), órgão federal responsável pela tarifação, organização, controle das concessionárias, interligação entre as usinas e sistemas elétricos. Ainda na década de 30, os governos federal e estadual passam a ser acionistas e proprietários das empresas geradoras e distribuidoras.
Ao final da década de 30, com a deflagração da Segunda Guerra Mundial em 1939, o país passa por uma crise no setor elétrico devido à falta de investimentos estrangeiros e à baixa produção de equipamentos para centrais hidrelétricas. Assim, no período seguinte, de 1939 a 1947, há apenas um registro de ampliação do parque gerador, o de Ribeirão da Lages. O crescimento da capacidade instalada só foi retomada após o término da Grande Guerra.
A década de 50 inaugura um longo período caracterizado por empréstimos recebidos do Banco Mundial, que favoreceram a implantação de grandes empreendimentos nacionais e binacionais nas décadas seguintes.
Já a década de 60 é marcada pela reformulação dos órgãos federais, pela criação do Ministério das Minas e Energia (MME) e das Centrais Elétricas Brasileiras SA (ELETROBRÁS). O Grupo ELETROBRÁS era formado por quatro empresas controladas de âmbito regional: FURNAS, CHESF, ELETROSUL e ELETRONORTE, e por duas empresas de âmbito estadual LIGHT e ESCELSA. A criação destes órgãos, aliados aos estudos hidroenergéticos desenvolvidos a partir de 1962, consolidou a estruturação do setor elétrico.
Acompanhando o crescimento da economia brasileira das últimas décadas, principalmente nos anos 80, os sistemas de geração e transmissão nacional tiveram que crescer muito para atender às novas demandas de energia com a qualidade e a confiabilidade necessárias ao desenvolvimento do país. Na Tabela 4 estão discriminadas as potências instaladas, com as respectivas taxas de crescimento, no período de 1920 a 1998, e a previsão de ampliação, de 1999 até 2008, segundo o Plano Decenal de Expansão 1999/2008 (ELETROBRÁS, 1998).
Apesar da elevada participação da fonte hidráulica no sistema elétrico nacional, as enormes distâncias entre os diversos centros de demanda estimularam a geração térmica em áreas isoladas com carência de bons potenciais hidráulicos. Somente a partir da interligação das regiões do país antes isoladas, e devido ao elevado preço internacional do petróleo observado nas décadas de 70 e 80, o crescimento na geração térmica passou a ser cada vez menor, até se tornando negativo em 1984. As condições hídricas favoráveis do território brasileiro, aliadas à indisponibilidade de outras fontes energéticas, como o gás natural, o carvão e derivados do petróleo, levaram a se investir maiores recursos na implantação de usinas hidrelétricas.
Tabela 4 - Potências instaladas e taxa de crescimento.
Fonte : * - Memória da Eletricidade, 1988 ( excluindo autoprodutores).
* - Plano Decenal de Expansão 1999/2008 (ELETROBRÁS A,,1998
).
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.
Na Figura 2 é possível observar a evolução da potência instalada de 1980 a 1998 e a previsão de ampliação de 1999 até 2008 (ELETROBRÁS ,1999).
Figura 2 - Gráfico de potência istalada de 1980 a 1998 e previsão
de ampliação de 1999 até 2008.
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).
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.
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).
Na Figura 4, é apresentada de forma gráfica as parcelas representativas da geração hidráulica e térmica para cada um dos sistemas e a representatividade de cada um dos mesmos para sistema elétrico brasileiro.
Fonte: www.cf.org.br
