Em reunião, ONS diz a agentes que chance de déficit de potência continua mesmo com mais térmicas

Em reunião, ONS diz a agentes que chance de déficit de potência continua mesmo com mais térmicas

23 de setembro de 2021

Ludmylla Rocha e Leila Coimbra, da Agência iNFRA

Apresentação feita pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) na semana passada a alguns executivos do setor elétrico mostrou cenários no qual prevê aumento de geração térmica para cobrir parte da demanda nos próximos dois meses, mas, ainda assim, um déficit de potência – ou seja, maior probabilidade de apagão durante momentos de pico de consumo – durante o mês de novembro.

O operador fez simulações com dois panoramas: o A (menos otimista) e o B (mais otimista). O caso A prevê uso dos 4.957 MW (megawatts) da reserva operativa, mas ainda assim há um déficit de 1.411 MW em novembro.

Alguns agentes consultados pela Agência iNFRA disseram que, diante desse cenário, a necessidade de cortes pode ser inevitável. Um outro especialista disse que, mesmo “que a frequência [da transmissão] se estabilize abaixo de 60 hertz [o que não seria tecnicamente o ideal], esse déficit é administrável pelo operador durante o tempo real”. 

A projeção do ONS considera vazão defluente em Porto Primavera de 2.900 metros cúbicos por segundo de setembro a novembro mais o aumento do limite de intercâmbio com a conclusão antecipada da obra da linha de transmissão Bom Jesus da Lapa/Janaúba/Pirapora – que resultaria em oferta adicional de 3.900 MW médios de setembro a novembro para a região Sudeste. Já o caso B, é o caso A mais intercâmbio internacional de 2.770 MW médios de setembro e novembro.

Se esta segunda condição – mais favorável –  se comprovar, não há déficit de potência no cenário traçado. Mantém-se, porém, o uso da reserva operativa nos meses de outubro e novembro nos dois casos, o que é considerado preocupante pelos especialistas ouvidos.

Uso da reserva operativa
“O atendimento à demanda de ponta em 2021 implica, além da efetividade das medidas em andamento, na necessidade de utilização parcial da reserva operativa”, conclui o documento apresentado na reunião da semana passada. Segundo as fontes, essa apresentação embasará uma  nota técnica a ser divulgada pelo ONS nos próximos dias.

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A reserva operativa considera variáveis como o aumento de carga e disponibilidade de geração de energia. São cálculos de volume necessário para atender uma eventual demanda urgente em contraposição a eventuais perdas na geração. Quanto menor a geração, maior a reserva operativa necessária para atender a demanda.

Um ponto percentual no armazenamento
Na comparação dos dois cenários, estima-se que, se o caso A (mais crítico) se confirmar, o armazenamento no subsistema Sudeste/Centro-Oeste será de 9,8% em 30 de novembro. Já no caso B, que conta com o incremento internacional, o percentual previsto é de 10,9%.

Já no SIN (Sistema Interligado Nacional) como um todo, a estimativa é de 12,3% de armazenamento no fim de novembro caso se confirme o primeiro cenário. No caso B, a estimativa é de 13,1% de armazenamento no mesmo período.

Com isso, o ONS afirma que, no próximo ano, a recuperação dos reservatórios do Sudeste não dependerá somente do aumento de outras fontes de oferta ou mesmo da redução voluntária da demanda, mas também “da continuidade das flexibilizações de restrições de vazões defluentes mínimas das bacias de interesse”.

Mais térmicas 
O ONS também atualizou as projeções de aumento de geração com a adoção de medidas para impulsionar as usinas térmicas. Inicialmente, projetava produção de 6.023 MW médios em setembro, 5.270 MW médios em outubro e 5.255 MW médios em novembro.

A estimativa levava em conta, por exemplo, a operação da usina térmica de Uruguaiana, que depende de gás argentino para operar. Ou ainda a geração de 1.300 MW médios da recém-inaugurada GNA I, que deve contribuir, na verdade, com 650 MW médios no mês vigente.

Esses dados foram revistos pelo ONS, que reavaliou a oferta térmica para os meses de outubro e novembro em 4.654 MW e 5.894 MW, respectivamente.

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Para o economista e sócio do CBIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura), Adriano Pires, o problema é que a média de chuvas ainda está em 59% do histórico em setembro, muito abaixo do normal, e a geração térmica programada não necessariamente pode ser cumprida.

“Ontem [segunda-feira, 20], a térmica GNA I já não conseguiu atingir os 1.300 MW de geração firme. E preocupação continua pra 2022. Entendo que manter as defluências mínimas até abril de 2022 e o  despacho fora da ordem de mérito traria um bom impacto na recuperação de reservatórios, mas com o alto custo das bandeiras tarifárias e dos encargos do sistema. Então é uma operação muito no fio da navalha e cara para os consumidores cativos”, disse. 

Segundo um analista consultado pela iNFRA que não quis se identificar, os dados mostram que “a dificuldade está aumentando”. Outro especialista, que falou na mesma condição, destacou que “é chamado de aumento de disponibilidade o retorno à operação da Termoceará, que funciona desde 2004”. Afirma, porém, que, “como a aposta principal é do lado da oferta, ‘o pouco é muito’”.