ONS vê reservatórios com 30% no fim de novembro – Valor

Análise do ILUMINA: Realmente, parece que estamos em melhores condições do que as dos últimos 4 anos. Evidentemente, Belo Monte e as usinas do Rio Madeira são um grande reforço.

Mas, sem querer estragar a festa, é preciso mostrar o comportamento do consumo de energia no sistema interligado. O gráfico está abaixo.

Como se pode perceber, fruto da recessão econômica, o consumo total do sistema interligado permanece aproximadamente no mesmo nível de 2014.

Se acrescentarmos a “garantia física” (oferta) associada às usinas em operação, vemos algo muito estranho e que provoca inevitáveis perguntas:

Qual seria a situação dos reservatórios caso a carga (consumo) continuasse a crescer como o histórico? Esses sintomas não tornam evidente que a avaliação de segurança do sistema está superavaliada?


Daniel Rittner e Rafael Bitencourt

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) pretende levar, nesta semana, uma mensagem tranquilizadora às principais autoridades do setor: os reservatórios devem chegar ao fim do período seco em nível mais confortável do que nos últimos anos e haverá menos necessidade de acionamento das usinas térmicas nos meses de estiagem.

A temporada de chuvas terminou oficialmente no dia 30 de abril. No passado recente, era quando os responsáveis pela operação do sistema interligado começavam a fazer contas (e figas) para evitar o esvaziamento das represas. Desta vez, no entanto, a promessa é que vai ser diferente.

De acordo com Luiz Eduardo Barata, diretor-geral do ONS, as simulações apontam que os reservatórios vão chegar ao fim de novembro com 30% da capacidade máxima no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e com 21% no Nordeste. Essas estimativas já consideram um cenário pessimista: chuvas 10% abaixo da média histórica no Sudeste/Centro-Oeste e o pior registro de pluviometria da série, que foi iniciada em 1930, na região Nordeste.

O cenário vai ser apresentado em reunião na quarta-feira, em Brasília, do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). A situação era mais preocupante no ano passado. Em 30 de novembro, os reservatórios marcavam 18,7% no Sudeste/Centro-Oeste e apenas 5,5% no Nordeste.

Uma das razões para que esse baixo índice de armazenamento não tenha causado restrições foi o reduzido consumo de energia, devido à crise econômica, e ao aumento da geração de fontes renováveis – principalmente eólica.

A expectativa de chegar ao fim de novembro com 30% nos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste é reforçada pela previsão de aumento da oferta de energia das grandes hidrelétricas do Norte. As usinas de Jirau e Santo Antônio, no rio Madeira (RO), finalmente operam a plena carga e Belo Monte, no rio Xingu (PA), tem intensificado a entrada em funcionamento de suas turbinas.

Barata explicou que essas hidrelétricas ajudarão a poupar água nos demais reservatórios até julho. Isso porque o período chuvoso na região amazônica é um pouco mais prolongado e as usinas são do tipo “fio d’água” – sem grandes reservatórios. A estratégia é elevar a geração à capacidade máxima, transferindo toda a energia para outras regiões.

Nas simulações feitas pelo ONS, que embutem um crescimento anual da demanda de 3,6% em média, o risco de déficit no abastecimento de energia é “quase zero” no horizonte de cinco anos “Não identificamos nada que nos Por Daniel Rittner e Rafael Bitencourt | De Brasília Luiz Eduardo Barata: “Até se o crescimento for maior não enfrentaremos risco” Não identificamos nada que nos preocupe. Até se o crescimento econômico for maior do que o esperado, não enfrentaremos risco”, disse Barata ao Valor.

Para o operador, as bacias hidrográficas do Nordeste também devem melhorar. A seca prolongada levou a região a uma situação emergencial. A região ainda vive o maior período contínuo de seca desde 2012. Até por precaução, segundo Barata, ainda é impossível falar em novos aumentos de vazão no rio São Francisco.

No início de maio, a Agência Nacional de Águas (ANA) permitiu o aumento da vazão na hidrelétrica de Sobradinho (BA). O reservatório da usina, operada pela Chesf, pode aumentar o fluxo médio de água de 550 metros cúbicos por segundo para 600 m³/s no mês. A decisão eleva a produção de energia em Sobradinho e nas demais usinas no curso do rio.

O diretor do ONS evita fazer previsões sobre a cor da bandeira tarifária nos próximos meses. Ao entrar oficialmente no período de estiagem em maio, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) acionou a bandeira amarela, com adicional de R$ 1 a cada 100 quilowatts-hora (kWh). Foi, então, interrompida a sequência de quatro meses de bandeira verde – sem custo extra na fatura. “A Aneel passou a usar novas variáveis para definir a cor, entre elas o risco hidrológico [GSF], que torna mais difícil fazer essa previsão”, afirma Barata.

O presidente da Thymos Energia, João Carlos Mello, avalia que as bandeiras tarifárias devem variar até o fim do ano entre amarela e vermelha no patamar 1, com adicional de R$ 3 a cada 100 kWh. “A bandeira acaba sendo um termômetro da real situação, refletindo o baixo nível dos reservatórios e o custo dos despachos térmicos.”

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      5 comentários para “ONS vê reservatórios com 30% no fim de novembro – Valor

    1. Uriel
      8 de maio de 2018 at 11:21

      Roberto, bom dia. Por curiosidade, por que ocorrem algumas quedas de garantia física ao longo do tempo, na linha vermelha do gráfico?

      • Roberto D'Araujo
        8 de maio de 2018 at 12:43

        Uriel;

        Esse é um outro absurdo do nosso modelo. As usinas podem “sazonalizar” sua garantia física. Como a probabilidade do preço de curto prazo ser mais elevado no período seco, os donos das usinas definem a sazonalização no sentido inverso da hidrologia. Ou seja GF menor no período úmido e maior no período seco. Isso mostra também que há uma parcela da liquidação totalmente ligada ao curto prazo. Obrigado pela pergunta!

        • Uriel
          25 de maio de 2018 at 14:41

          Roberto, boa tarde! Pelo gráfico, em janeiro/2014 a garantia física estava praticamente igual à carga, sendo que as hidráulicas geraram menos do que a “garantia”. Provavelmente as térmicas geraram bem acima das suas garantias físicas que, com mais as usinas de reserva que não tem garantia física, evitaram um problema maior. Está correto este entendimento?
          Agradeço a costumeira atenção.

          • Roberto D'Araujo
            25 de maio de 2018 at 15:01

            Uriel
            Desde 2008 até 2013 a carga tangenciou a garantia física do sistema. Herança do período 2002 – 2008 onde um mercado livre se aproveitou de energia barata é praticamente não investiu em nenhuma usina com contratos de longo prazo.
            De 2014 até agora, carga estagnada e uma oferta termica cara.

    2. Uriel
      25 de maio de 2018 at 15:35

      Perfeitamente. Esse grande descolamento entre as linhas é enganador, por esses motivos que citase. Apesar de haver uma oferta bem superior de garantia física, é uma “garantia” de alto custo.
      Obrigado.

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