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Em pleno período de chuvas, setor elétrico vê rios com vazão abaixo da média histórica

Autor:
Fábio Couto, Valor Econômico

Perspectivas de chuvas para boa parte do País têm se situado abaixo da média histórica para o período úmido

Ainda não é um sinal amarelo aceso, mas os primeiros alertas de uma possível piora no cenário energético brasileiro começaram a ecoar no setor. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) vem informando semanalmente em relatórios de programação da operação que as perspectivas de chuvas para boa parte do País têm se situado abaixo da média histórica para o período úmido, que teve início em dezembro e se encerra em abril. Isso se dá pelos efeitos do fenômeno climático El Niño, que causa seca mais ao Norte do Brasil e enchentes ao Sul. A consequência da menor quantidade de chuvas no período pode se dar nos preços da energia, caso o cenário persista por mais tempo.

Dados do boletim do Programa Mensal de Operação Eletroenergética (PMO) do ONS para a semana operativa entre os dias 20 e 26 de janeiro, divulgados na sexta-feira (19), indicam que as afluências (a vazão dos rios) estão mais baixas do que a média verificada para o período. A Energia Natural Afluente (ENA) é o indicador da vazão dos rios e é diretamente associado ao volume de chuvas.

Quando o percentual está abaixo de 100% da chamada média de longo termo (MLT) nas previsões, significa que as vazões estarão abaixo da média histórica. E quando está acima de 100%, as afluências superarão a média, um sinal de que choverá mais do que o esperado para o período. As previsões semanais podem ou não se concretizar ao longo da semana operativa.

O submercado Sul é o único dos quatro do País a registrar vazões mais elevadas no período úmido: para a semana operativa, que começou no sábado, o ONS projetou uma ENA de 120% da média histórica.

Porém, para as demais regiões, projeta o ONS, a ENA deve chegar aos seguintes patamares: Norte, 65% da MLT; Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), 64% e Nordeste, 42%. O SE/CO responde por 70% dos reservatórios mais relevantes para o sistema elétrico.

Esses dados são os mais recentes, mas a chuva menos volumosa ao longo do período úmido já vinha sendo notada pelo mercado. Da mesma forma, os níveis dos reservatórios ainda estão elevados, mas nos patamares verificados ao longo de 2022.

A previsão é que os reservatórios do Sul cheguem no fim de janeiro com 69% de capacidade, seguido pelo Norte, com 65,1%, SE/CO com 63,4% e Nordeste (53%). O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) vem acompanhando a questão e avalia que “a condição segue favorável para o atendimento energético nas demais regiões e deve permanecer ao longo de 2024.” O comitê destacou, em reunião realizada no dia 10, que o ONS tem utilizado recursos como a importação de energia elétrica da Argentina como forma de atender à ponta do sistema.

“Os estudos prospectivos apresentados pelo ONS demonstram, para uma coincidência de carga elevada e baixa geração nas usinas eólicas, a necessidade de mobilização de recursos termelétricos para manutenção dos critérios de confiabilidade no atendimento, no período de carga líquida mais elevada [fim da tarde e início da noite]”, disse o Ministério de Minas e Energia, na quarta-feira (10), após a reunião do CMSE.

Nos bastidores ou em público, especialistas têm apontado incertezas sobre o clima e a ocorrência de um El Niño mais intenso, com temperaturas acima da média, com possíveis reflexos nos custos da energia elétrica. O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) tem se situado ao longo dos dias no piso regulatório, que para 2024 é de R$ 61,07 por megawatt-hora (MWh), mas em determinados momentos do dia, o preço tem descolado do piso.

Foto: Felipe Werneck/Ascom Ibama

O presidente da CMU Comercializadora, Walter Fróes, explicou que esses descolamentos têm relação com o momento em que as eólicas deixam de operar por causa da queda da incidência de ventos, em geral no fim da tarde. Com isso, é necessário o uso de termelétricas a gás, de partida rápida, que entram no sistema a fim de suprir a ausência das eólicas e solares, fontes consideradas de geração variável, com reflexo no preço de curto prazo.

Fróes ressaltou a importância de estar contratado e não ficar exposto ao preço de curto prazo neste momento de transição. Ele conta que já há contratos de energia de longo prazo, com prazo médio de cinco anos, negociados a R$ 160/ MWh. No segundo semestre do ano passado, os mesmos contratos eram negociados em torno de R$ 110/MWh, alta de 45,45%.

O executivo não vê risco de racionamento com o atual cenário, mas avalia que há possibilidade de volta das bandeiras tarifárias, com efeito na conta de luz. Na visão de Fróes, os reservatórios devem chegar no fim do período úmido, em abril, com armazenamentos em torno de 55%. Para ele, caso esse patamar se confirme, será um bom cenário para 2024.

Fróes frisou que, historicamente, fevereiro costuma ser mais chuvoso durante o período úmido. E disse esperar que a operação esteja preparada para o crescimento de eólicas e solares.

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