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Nesta segunda-feira, 13 de novembro, o PLD saiu do piso regulatório. A média diária foi para R$ 110/MWh com pico de R$ 234 por MWh. Um outro evento dessa natureza, mas mais contundente, chamou a atenção em setembro, com custo marginal de operação que alcançou R$ 600 por MWh. Na avaliação da PSR, esse evento mostra que ONS dispõe de recursos hidrelétricos mais restritos do que se imaginava e que o sistema está mais próximo do acionamento de térmicas do que se previa anteriormente.

Essa situação, diz a consultoria em sua edição mais recente da publicação mensal Energy Report, ocorreu naqueles dias por conta da produção de UHEs, que foi de 70 GW ante uma necessidade de 75 GW, apesar de existir, teoricamente, a disponibilidade de 95 GW. A conta começa com a alocação de reserva operativa de 4 GW, as manutenções e saídas forçadas com 5 GW , a maior parte da UHE Tucuruí. Soma-se ainda a redução natural das usinas a fio d’água no Norte com 12 GW.

Contudo, a questão toda passa pela operação restrita no São Francisco, onde houve uma perda de 3 GW porque as UHEs ali estavam apenas produzindo o equivalente à defluência mínima. Isso ocorreu, aponta a PSR, por conta do custo de oportunidade que calculou a água do principal rio do Nordeste em R$ 400 por MWh, ou seja, “acionar qualquer termelétrica com custo operativo unitário (CVU) inferior a 400 R$/MWh seria considerado mais econômico para o sistema. Esta foi a razão do acionamento das térmicas e CMO elevado”, relata.

Mas acontece que esse recurso já foi mais caro do que no final de setembro e a PSR explica que apesar disso havia a chamada “potência hidrelétrica disponível grátis” fora do São Francisco que foi o suficiente para atender, mesmo que “raspando”, a demanda residual de quase todos os dias. Essa situação “mascarou” o fato de que o sistema estava na verdade bem perto do limite de acionamento das térmicas, por isso não houve essa geração mais cara antes. Um dos motivos para esse encarecimento da água é analisado como resultado das restrições de uso múltiplo desse recurso, que têm um impacto classificado como significativo na redução dos recursos hidrelétricos disponíveis para o ONS.

Na avaliação da PSR, com o início do período úmido a situação deverá melhorar em relação à disponibilidade hidrelétrica. Contudo, ressalta que “há uma série de fatores adversos, como temperatura elevada, que foi oficialmente atribuída às mudanças climáticas e, portanto, estrutural; a seca muito severa da região Norte; o El Niño, que reduz as chuvas do Norte e Nordeste. Como consequência, a estimativa preliminar da PSR (os estudos detalhados ainda estão sendo feitos) é que, embora não haja maiores riscos de falhas de suprimento, o acionamento térmico pode ser relativamente frequente”, aponta.

Um exemplo citado é a ocorrência do El Niño nos próximos meses, que tende a reduzir as vazões nas regiões Norte e Nordeste. Dado que a seca na região Norte já é dramática e que a chegada das chuvas está atrasada, é possível que os valores da água do São Francisco calculados pelos modelos continuem altos, com isto restringindo a operação dos recursos hídricos da região.

Aponta que apesar da situação não parece haver riscos de interrupção de suprimento na ponta porque há ampla disponibilidade de geração térmica. Mas que é mais provável que esse atendimento não seja realizado apenas com recursos de custo variável zero e hidrelétricas, sendo necessário também o acionamento térmico por algumas horas ao longo dos dias. E lembra que os custos podem ser significativos, especialmente se os preços do gás aumentar devido a guerras em andamento no Oriente Médio e na Ucrânia.

Outro fator importante de restrição da disponibilidade hidrelétrica é o ONS ser obrigado a corrigir manualmente, e diariamente, os resultados do modelo operativo DESSEM que é considerado otimista (pós-Dessem). A consultoria diz que o otimismo do modelo pode ser corrigido incorporando algumas restrições e calculando a política operativa para usinas individualizadas e eliminar a necessidade do ajuste, além disso, sugere o aumento da potência instalada em UHEs considerando as restrições de usos múltiplos existentes.

“Na opinião da PSR, estes ajustes são urgentes. É necessário recompor, de forma planejada, contínua e com foco na minimização de custo total de investimento e operação, a capacidade de flexibilidade operativa que o ONS perdeu (…)”, sinaliza a consultoria.

Uma alternativa é a construção de recursos de armazenamento como as usinas reversíveis a ciclo fechado ou baterias de grande porte equivalentes, que seriam planejadas, construídas e remuneradas como recursos estruturais para confiabilidade e segurança de suprimento.