Alto custo do acionamento pontual das térmicas reflete o grau de despreparo do SIN para cenários de estresse climático
Depois de 2 anos de condições hidrológicas excepcionais, 2022 e 2023, eventos recentes indicam que o cenário em 2024 pode ser diferente. Logo depois da passagem de um forte El Niño entre o final do ano passado e início deste ano, projeções meteorológicas sugerem alta probabilidade de formação de uma La Niña nos próximos meses, o mesmo fenômeno que criou as condições da crise hídrica de 2021. Com a maior recorrência de quadros extremos, a vulnerabilidade do SEB (Sistema Elétrico Brasileiro) a fatores climáticos fica exacerbada, refletindo nas decisões de planejadores e nas contas de consumidores.
Apesar da precipitação intensa no período de chuvas, os volumes foram excepcionalmente concentrados, sobretudo no Estado do Rio Grande do Sul, fora da rota dos rios que abrigam importantes reservatórios para o SEB. Enquanto o ONS (Operador Nacional do Sistema) estima que a ENA (Energia Natural Afluente) deve se manter acima da média nos subsistemas Norte (N) e Sul (S), o mesmo não pode ser dito dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) e Nordeste (NE), os 2 maiores subsistemas do país. Consequentemente, até o fim do ano, as projeções indicam que a ENA do SIN ficará abaixo da média histórica.
Caso as previsões mais pessimistas se confirmem, a energia armazenada no SIN será classificada como a 32ª menor do histórico de 94 anos. Já os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste, que respondem por cerca de 70% da capacidade de armazenamento hídrico do SIN, fechariam 2024 com cerca de 52% do armazenamento total. Isolado, o resultado do subsistema Sudeste/Centro-Oeste seria classificado como o 14º menor do histórico.
Em contrapartida, estudos prospectivos do ONS indicam um crescimento da demanda de carga no SIN, resultado do aumento em todos os subsistemas. No SIN como um todo, o avanço deve ser de 6,1% (74.635 MWMed), em julho de 2024, com relação igual ao mês do ano anterior. Para os subsistemas, o crescimento mais expressivo deve ocorrer no Sul, de 10,9% (13.378 MWmed), seguido pelo Norte, com aumento de 9,2% (7.821 MWmed). Para o Nordeste, a projeção do aumento é de 5,9% (12.291 MWmed) e para o Sudeste/Centro-Oeste de 4,1% (41.145 MWmed).
A preocupação com o cenário estimado já pode ser observada entre os agentes do setor. O ONS, em 10 de julho, enviou uma carta (PDF – 83 kB) aos agentes térmicos solicitando a “maximização da disponibilidade de geração térmica e a prontidão das usinas de modo a garantir o atendimento eletroenergético em caso de necessidade de despacho para atendimento ao SIN ao longo do período seco e da transição para o período úmido 2024/2025”.
A partir de julho, o descolamento entre a demanda crescente e o armazenamento mais restrito será sentido na conta de energia dos consumidores do mercado cativo. Depois de 26 meses de bandeira verde, cerca de 2 anos, a Aneel (Agência nacional de Energia Elétrica) anunciou o acionamento da bandeira tarifária amarela para o mês de julho. Com a mudança, haverá uma cobrança adicional de R$ 1,88 a cada 100 kW/h consumidos. Uma conta de luz de R$ 100, por exemplo, passará a ser de R$ 102,60 sob a nova cobrança.
Nesse contexto, é importante notar que, desta vez, os fatores que acionaram a bandeira amarela foram o GSF (risco hidrológico) e o aumento do PLD (Preço de Liquidação de Diferenças). Até o momento, não há despacho fora da ordem do mérito (GFOM) decidido pelo CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico).
Em 2024, assim como em 2021, as térmicas surgem como a principal alternativa para garantir a segurança no atendimento a todos os consumidores no SIN. Um grande diferencial entre o cenário atual e o da última crise hídrica, entretanto, é o momento em que se faz necessário o acionamento das térmicas. Enquanto em 2021 as UTEs tiveram de ser utilizadas por um período prolongado, atuando na base do SEB, os acionamentos recentes se deram para atender à demanda da ponta, ou pico.
Com o avanço da capacidade instalada da fonte solar fotovoltaica e eólica, o SIN ficou cada vez mais vulnerável ao clima, criando o cenário clássico da “Curva do Pato”.
obs: a carga líquida se refere à demanda remanescente depois de subtrair o consumo abastecido por fontes renováveis intermitentes
Entre planejadores e teóricos, “Curva do Pato” é o nome dado para um cenário de desequilíbrio comumente associado a um sistema altamente dependente de fontes intermitentes, em que o pico de geração energética ocorre em um momento diferente do pico de consumo. No caso brasileiro, por exemplo, no recorte de 18h a 21h, quando a geração solar cessa e o consumo elétrico residencial chega ao pico, o ONS precisa despachar usinas mais caras para suprir a carga.
O avanço das renováveis vem ditando o ritmo de expansão do setor elétrico, mas as principais fontes dessa categoria, a solar e a eólica são intermitentes. Por isso, a operação dos sistemas elétricos está se tornando cada vez mais complexa. Sem um planejamento energético de longo prazo adequado, a amplitude da “Curva do Pato” tende a crescer, a exemplo do que vem ocorrendo na Califórnia (EUA) nos últimos anos.
Uma perspectiva interessante, ao tratar do tema, vem do presidente da Abraget (Associação Brasileira de Geração Termelétrica), Xisto Vieira, segundo o qual, “a ponta é um obstáculo a ser vencido, mas outro obstáculo a ser superado é de dar a confiabilidade na curva de carga durante 24h por dia em todos os dias do ano”.
O alto custo do acionamento pontual das térmicas reflete um grau de despreparo do SIN para cenários de estresse climático. Caso as projeções do ONS e da Aneel se concretizem, o custo desse desequilíbrio será sentido por consumidores tanto no mercado cativo, onde as bandeiras tarifárias refletem o custo da operação, quanto no mercado livre, onde o PLD reflete a necessidade de atuação das térmicas despacháveis.
Em 2021, no auge da crise hídrica, diversas soluções paliativas foram propostas, porém pouco foi feito para solucionar a raiz do problema. Hoje, só 2 anos depois do evento, vemos os mesmos temores ressurgirem entre agentes do setor, atestando para a falta de ação efetiva de planejadores no período.
É importante que a matriz se mantenha balanceada, sem prejudicar os esforços da transição. É preciso ter em mente que tanto as térmicas já existentes quanto as novas podem ser enquadradas em projetos para a descarbonização. Afinal, faça chuva ou faça Sol, são as térmicas que são o suporte para garantir a confiabilidade necessária ao SEB. É preciso dar a ela o seu devido valor estratégico. Daí, a importância de o MME realizar com brevidade o leilão de capacidade em 2024.
