Reservatórios baixos, forte expansão de fontes intermitentes, bandeira vermelha e Nordeste em dificuldade. Assim como nos últimos anos, a operação do sistema em 2018 não deverá ser fácil. Tudo indica que esses elementos poderão se repetir no ano que vem, bastando apenas definir qual será a intensidade. Embora menos severo que 2014 e 2015, o ano de 2017 termina com a hidrologia abaixo da média, o que lhe conferiu a classificação de complexo e desafiador.

Mesmo com o risco de desabastecimento afastado nas últimas reuniões do Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico, 2018 reserva emoções que podem deixá-lo mais tenso do que foi esse ano. De acordo com Patrícia Madeira, diretora do Climatempo, a previsão em fevereiro é que as chuvas fiquem abaixo da média nos principais reservatórios do Sudeste, o que pode interferir na hidrologia. Segundo ela, o mês é considerado importante para a tranquilidade do resto do ano. Em março volta a chover, mas a deficiência de fevereiro não será reposta. “A gente sai com a caixa d’água menos cheia do que poderia, se fosse um ano normal. Para reverter essa deficiência, precisaria de chuva muito acima da média e isso não vai acontecer no ano que vem”, avisa.

Patrícia Madeira, do Climatempo: vamos sair do período úmido com a caixa d’água menos cheia

Segundo a diretora do Climatempo, o período úmido na região Norte deve ser melhor que o desse ano. Um reservatório que terá uma boa recuperação será o da UHE Serra da Mesa. Ainda assim, por ser muito grande, ele talvez não consiga voltar ao seu volume normal. O setor elétrico, ao lado do abastecimento de água e da agricultura vem sendo os mais afetados pelo desequilíbrio climático dos últimos anos.

O discurso da complexidade da operação adotado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico continua para 2018 e os próximos anos. Fatores como o aumento das fontes eólica, solar e da geração distribuída levam a esse cenário. O antídoto é o aprimoramento constante das ferramentas de previsão e a qualificação de pessoal. Essa complexidade fez com que o ONS buscasse compartilhar com países que já passaram por isso, a experiência para enfrentar essa fase. “Realizamos ao final do primeiro semestre um seminário de prospecção tecnológica, em que trouxemos gente de operadores internacionais para contarem a caminhada em um sistema de maior complexidade”, revela Luiz Eduardo Barata, diretor-geral do ONS.

Luiz Eduardo Barata, do ONS: transparência nos dados da operação

Barata lembra que a busca em 2017 foi para que se operasse o sistema conforme a ordem de mérito, evitando quando fosse possível a geração fora da ordem. Essa medida trouxe previsibilidade para os agentes e fez com que eles conseguissem montar as suas estratégias de operação tendo a clareza dos custos. Outra medida adotada foi a transparência total nos dados da operação. Além da transmissão via internet da reunião do Programa Mensal da Operação, o site do ONS foi reformulado em agosto. Segundo Barata, agora é possível que a sociedade saiba como está a operação do sistema, quais são os níveis de geração de cada fonte e dos subsistemas. “Esse é um dos pontos altos, operar o sistema com transparência”, avisa o diretor.

João Mello, diretor da Thymos Energia, gostaria que no período de chuvas, as termelétricas fossem mantidas acionadas, para que os reservatórios fossem recuperados. Ele não acredita que isso vá acontecer, o que deve fazer com que no ano que vem se repita cenário similar ao desse ano, trazendo preocupação ao fim do período úmido. “Teria mais chance se tivesse geração térmica para preservar a água. Tem um risco de entrar em abril do ano que vem com um reservatório não tão alto, isso é muito ruim”, relata.

Ele acredita que as mudanças propostas pela Agência Nacional de Energia Elétrica para aplicação das bandeiras tarifárias farão com que a vermelha predomine durante 2018. O critério está sendo alterado para incluir perspectivas de armazenamento dos reservatórios, item que não era considerado. “Esse novo método da Aneel, se o reservatório continuar baixo, é bandeira vermelha 1 ou 2 o ano todo”, avisa. Em dezembro, foi fixada a bandeira vermelha com patamar 1, após dois meses no patamar 2. Já Barata, do ONS, acredita em bandeira amarela no verão mas concorda que a nova metodologia será mais severa.

Com o título de região mais castigada pela crise hídrica, o Nordeste brasileiro deve se preparar para mais um ano de dificuldade na operação. A bacia do rio São Francisco, que agrega uma série de usinas hidrelétricas, há 20 anos vê os níveis caírem, agravando-se desde 2013. O reservatório de Sobradinho, que atualmente está operando com volumes inferiores a 10%, tinha vazão de 1.300 m3/s em 2013. Hoje ela está em 550 m3/s. O calvário do rio deve continuar em 2018, uma vez que não há esperança de chuvas abundantes por lá no período. Apesar do viés de La Niña, o fenômeno climático não deverá se caracterizar em Sobradinho, segundo Patrícia Madeira, do Climatempo. “A gente vai passar por um verão com viés negativo, de La Niña, mas não é La Niña. Para que Sobradinho tenha alguma recuperação significativa, teria que chover muito acima da média, o que não vai acontecer”, avisa.

De acordo com João Henrique de Araujo Franklin Neto, diretor de operação da Chesf, apesar do alto grau de incerteza, simulações apontam para um fim de período úmido em que o reservatório da UHE Sobradinho terminaria com volume de 35%. Esse volume, longe do ideal, ainda assim traria certa tranquilidade para o sistema. A operação na bacia do Velho Chico tem ainda o componente de que a água do rio também é usada para abastecimento e usos múltiplos.

Com poucas chuvas e usinas em baixa, a Chesf tem atuado mais para a segurança hídrica do que para o atendimento energético. Das seis turbinas de Sobradinho, duas operam, enquanto na UHE Xingó, que tem também tem seis, só uma está em operação. “Na hora que tem nível mais baixo e redução da saída, isso impacta em todas as demais usinas que ficam depois de Sobradinho”, explica Franklin Neto.

Sala de Operação do ONS, no Rio de Janeiro: cenário desafiador para operação com hidrologia ruim e grande volume de energia intermitente

A garantia do suprimento energético da região deverá continuar com forte participação das eólicas em 2018. A fonte mais negociada nos leilões e que tem a maioria dos parques no Nordeste vem obtendo uma performance invejável, com os parques atingindo altos fatores de capacidade. Ano que vem, a expectativa é que os ventos do Nordeste continuem com o bom desempenho apresentado até aqui na maior parte do tempo.

Dados da Associação Brasileira de Energia Eólica mostram que a fonte já tem 12,5 GW de capacidade, com participação de 8% na matriz elétrica. Até setembro deste ano, a fonte eólica foi responsável por 7,02 GW med de uma geração total de 62,37 GW med. Ano que vem a capacidade deve chegar a 14,8 GW e em 2020 chega a 17,3 GW. O Nordeste tem mais de 300 parques eólicos.

E a tendência é que os reforços na geração continuem na área de renováveis. Sem UHEs de porte no radar dos próximos certames, eles devem contratar na maioria eólicas, seguidas em segundo plano pelas outras renováveis, como solar, biomassa e PCH. Mello, da Thymos, sugere que para além de 2018 a região Nordeste pense em energia de termelétrica para substituir a energia que vem sendo subtraída pela seca no São Francisco.

A previsão do ONS é que o Sudeste chegue ao fim do próximo período úmido com volume de 40%. A região terminou novembro de 2017 com a segunda pior marca da série histórica , de 18,7%, perdendo apenas para novembro de 2014, que ficou em 15,8%. Sem risco de abastecimento ao sistema no ano que vem, a estimativa é que os despacho térmico fique em torno de 8.000 MW ao mês, bem longe da capacidade total do parque térmico brasileiro.

Reservatório da UHE Sobradinho da Chesf: níveis cada vez mais baixos

Quem chega ano que vem para dar um alívio para o sistema é a energia da usina de Belo Monte, que além de ao longo do ano ter mais turbinas para operar, no verão deve ter geração de 4.000 MW, liberando energia da UHE Tucuruí, indo do Norte para o Nordeste. As usinas do Madeira também têm forte previsão de geração no período úmido. A entrada em operação do linhão de Belo Monte também vai reforçar a transmissão, colaborando com o abastecimento do sistema no período úmido. O novo bipolo tem mais de dois mil quilômetros e tecnologia em HVDC. “Nossa expectativa é que a gente comece o ano recompondo o reservatório da região Sudeste de modo que se termine o período em condições melhores que em 2017”, avisa Barata.

O diretor do ONS vê uma expansão das linhas de  transmissão mais tranquila nos próximos anos, sem os grandes atrasos que assolaram o setor nos últimos anos e atrapalharam a entrada em operação de muitas usinas. As mudanças nos leilões de LTs que foram feitas nos últimos dois anos melhoraram muito as condições em termos financeiros, de prazos e na gestão do componente aspecto ambiental. “A transmissão está dando a volta por cima, vai dar tranquilidade”, comenta.

João Franklin, da Chesf: empresa vai redobrar atenção com transmissão por queimadas

Na transmissão de energia também está uma das preocupações da Chesf para 2018. Como o atendimento na região também vem sendo feito através de transferências de energias de outras regiões, o fluxo na transmissão vem sendo intenso. Somado a isso, a seca levanta a chance de ocorrências de queimadas, o que poderia causar desligamentos inesperados. “O monitoramento por causa das linhas é uma preocupação, por causa dos incêndios”, conta João Franklin Neto.

A operação do sistema também deve contar em 2018 com mais megawatts solares. A fonte, que em 2017 completou cerca de 1 GW em operação, deve pôr em operação mais parques no próximo ano. Apesar de ser uma fonte intermitente com um volume ainda não tão grande no sistema, a energia dos parques solares vem obtendo uma performance operativa dentro da esperada. Ela atinge o ápice rapidamente pela manhã e vai bem durante o dia, saindo de cena quando o sol se põe. “Estamos satisfeitos com o comportamento. Ela está ajudando o operador, diminui a incerteza para nós”, explica Barata.

Terminando 2017 com um despacho próximo a 55% da capacidade do complexo de Parnaíba e da usina de Itaqui, a Eneva acredita no mesmo retrato para o ano que vem. Para Lino Cançado, diretor de Exploração e Produção da empresa, no Norte haverá um despacho sazonalizado com o aproveitamento máximo da geração hidrelétrica de fevereiro a maio e uma forte geração térmica na época seca, para deixar o sistema mais confiável e regularizar os reservatórios.

Lino Cançado, da Eneva: expectativa de despacho elevado no Nordeste

Já no Nordeste, onde ela tem a UTE Pecém II, o executivo acredita em um despacho mais elevado e constante, pela má situação hidrológica do subsistema. “Com o atual nível de reservas da companhia, que permitem a operação do complexo do Parnaíba durante anos, mais a entrada em operação de dois novos campos de gás no Maranhão, estamos confinantes em um futuro de oferta de energia segura para o país e de retornos para a Eneva”, promete Cançado.

Um tema que teoricamente estaria ligado ao aspecto comercial, mas que devido a sua gravidade acaba impactando na operação é o do GSF. Com o mercado judicializado e paralisado, se não for dada uma solução, em 2018 ele vai se agravar. Grande parte das térmicas dependem da liquidação de curto prazo e, de acordo com o diretor do ONS, há o risco de não haver o despacho por conta dessa paralisação do mercado. “Esse é um tema que passou 2017, se tornou complexo e afetou o funcionamento do sistema brasileiro”, alerta Barata, que já alertou o MME sobre a gravidade do caso. O governo promete para ainda este ano o envio de Medida Provisória ao Congresso Nacional com uma solução para o tema.

Estudo da Comerc Energia sinaliza para um aumento de 12% nas tarifas de energia em 2018. O GSF é o principal motivo para o aumento, junto com o aumento dos custos da geração. O estudo diz que o aumento pode ainda ser maior, dependendo do volume de chuvas de 2018. O ritmo econômico também pode influenciar nos custos com a geração, assim como a descotização das usinas hidrelétricas.

Fonte: Canal Energia