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Chegada de chuvas afasta risco de racionamento, diz diretor-geral do ONS

Usina hidrelétrica de Três Irmãos; Cesp; Hidrelétrica; energia; usina; Mídia Indoor - Joel Silva/Folhapress
Usina hidrelétrica de Três Irmãos; Cesp; Hidrelétrica; energia; usina; Mídia Indoor Imagem: Joel Silva/Folhapress

Colaboração para o UOL, em Brasília

17/11/2021 07h52

A chegada das chuvas antes do previsto em 2021 afastou o risco de racionamento e apagão, disse o diretor geral do Operador Nacional do Sistema (ONS), Luiz Carlos Ciocchi, ao jornal O Estado de São Paulo.

Segundo ele, em meio à pior crise em mais de 90 anos na área das hidrelétricas, o órgão começa, a partir desta semana, a ser mais seletivo no acionamento de usinas termelétricas, depois de meses funcionando com o máximo da potência do sistema elétrico brasileiro para evitar racionamento ou apagões no horário de ponta.

Mas até abril de 2022, a população ainda deve sentir no bolso alta na conta de luz provocada pela tarifa de escassez hídrica, referente à seca registrada este ano, e o impacto do custo das termelétricas contratadas para atravessar o período seco, que vai de abril a outubro.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou no fim de outubro a bandeira tarifária amarela no mês de novembro para os consumidores que recebem o benefício da Tarifa Social de Energia Elétrica. A bandeira, que indica condições menos favoráveis de geração de energia, equivale ao pagamento de R$ 1,87 para cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos.

A bandeira amarela vale apenas para os consumidores com tarifa social. Para os demais consumidores de energia elétrica --excetuando-se os moradores de áreas não conectadas ao Sistema Interligado Nacional (como os de Roraima e de áreas remotas), que não pagam bandeira tarifária--, a bandeira vigente no período será a de escassez hídrica, no valor de R$ 14,20 a cada 100 kWh consumidos.

"Todas as ações que a gente vem tomando desde outubro do ano passado fazem com que essa chuva agora seja muito bem-vinda, porque agora a gente pode armazenar (água nos reservatórios), pode ser um pouco mais seletivo nos despachos (consistem em ordenar a entrada de unidades geradoras de energia elétrica por ordem de mérito), não precisa levar os reservatórios a um nível de estressamento agudo, como a gente ia ter que fazer", explicou.

As usinas termelétricas, principalmente as movidas a combustível fóssil, são as mais caras ao sistema. As hidrelétricas e outras fontes renováveis, como solar e eólica têm menor custo.

"Nos níveis que nós chegamos, não conseguimos recuperar os reservatórios em um ano. Para fazer isso tem que economizar água, para economizar água tem que usar as térmicas. Mas nós não vamos encher reservatórios com térmicas de R$ 2,4 mil, então à medida que a gente tenha um pouco mais de folga e se configure com clareza o período chuvoso, a gente vai poder usar térmicas mais baratas para isso", afirmou.

"O que a gente aplicou este ano e deu mais resultado foi mudar as vazões mínimas das hidrelétricas Jupiá e Porto Primavera (ambas na divisa de Mato Grosso do Sul e São Paulo). Isso já dá uma diferença brutal e consegue espaço para térmicos dentro da ordem do mérito (das mais baratas para as mais caras)", informou Ciocchi.

Sobre a suspensão do programa de Resposta Voluntária da Demanda (RDV), criticada por agentes do setor elétrico, Ciocchi informou que pode voltar a qualquer momento, desde que haja necessidade. "O programa teve uma aceitação muito boa, mas eu não preciso de ponta agora. Em dezembro vamos avaliar", disse ao Estadão.

Por meio do RDV, consumidores industriais deslocam o horário de consumo ou reduzem a demanda de energia e recebem uma compensação financeira pela contribuição ao sistema. "O programa está ai, está criado, e vai ser utilizado de acordo com a necessidade. Vamos conversar com a Abrace para ver o que precisa fazer para dar uma estabilidade maior, estamos abertos para esse tipo de sugestão", afirmou ao Estadão.

Reservatórios: nível nas regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste segue em alta

O boletim do Programa Mensal de Operação (PMO) com as previsões do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), para a semana de 13 a 19 de novembro, aponta que o nível dos reservatórios do Sul e Sudeste-Centro-Oeste continua em ascensão. A projeção indica que até o fim deste mês os dois subsistemas alcancem 53,4% e 21,3% da sua capacidade, respectivamente.

No subsistema Norte, as afluências permanecem elevadas e a Energia Natural Afluente (ENA) deve ser de 190% da Média de Longo Termo (MLT) na próxima semana.

A melhoria das condições hídricas, assim como as ações de gestão tomadas durante este ano, tem impactado os níveis dos reservatórios das regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste.

O reservatório de G. B. Munhoz, maior reservatório do Subsistema Sul, registrou em outubro 17,80% e neste mês está em 63,13%. No Sudeste/Centro-Oeste, destaque para o reservatório de Itumbiara que marcava 11,78% em outubro e atingiu a marca de 14,94% em novembro.

O relatório indica ainda que as afluências na região Sudeste/Centro-Oeste apresentam crescimento em relação à semana anterior, chegando a 109%. Já os subsistemas Nordeste e Sul devem ficar em 87% e 51% da MLT, respectivamente.

Em relação aos reservatórios, nas regiões Nordeste e Norte, a projeção é que alcancem até o fim do mês 35,3% e 34,9 da sua capacidade, respectivamente.

O documento indica também que a carga de energia deve ter alta de 0,8% em novembro no Sistema Interligado Nacional (SIN), em comparação com o mesmo período de 2020, chegando a 70.257 MW médios. A projeção tem relação com a desaceleração das vendas e da produção do setor industrial em meio a escassez de matéria-prima e a pressões nos preços.

O indicador também considera a melhora do setor de serviços, influenciada pelo crescimento da cobertura vacinal e queda no número de casos de covid-19. Três dos quatro subsistemas têm projeção de alta, com destaque para o Norte com 4,5% e 6.112 MW médios.

A região Nordeste vem em seguida com 2,6% e 11.935 MW médios. O Sul segue em recuperação com 2% com 12.425 MW médios. Na contramão, a região Sudeste/Centro-Oeste indica queda de 0,7% e 39.785 MW médios.

Para a próxima semana operativa, o Custo Marginal de Operação (CMO) apresenta declínio passando a ser R$ 68,91/MWh em todos os quatro subsistemas. Uma queda de 30,84% em relação aos R$ 99,64/MWh da semana anterior.

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