Transição e mudanças requerem adaptação, escrevem Adriano Pires e Pedro Rodrigues
Espaço Adriano Pires 
10 de Nov de 2020
Condição hídrica está desfavorável
Subsistema elétrico têm registrado quedas
É preciso adaptação dos processos nas usinas
(Foto: Alexandru Chiriac/Shutterstock)
No primeiro semestre de 2020, as afluências do subsistema elétrico Sudeste e Centro-Oeste (SE/CO) estiveram 10% menores que a média. Nos últimos quatro meses, as afluências vieram numa tendência de baixa, culminando em recordes mínimos históricos. Em outubro de 2020, as afluências dos rios e bacias do subsistema SE/CO inauguraram uma nova mínima em 90 anos. E, no subsistema Sul (S) as afluências atingiram a 2ª mínima do histórico. O país está saindo do período seco e outubro é considerado o mês mais crítico para se fazer previsões, por ser quando começa a nova janela hidrológica.
Por outro lado, os reservatórios do Nordeste (NE) estão numa situação mais favorável do que os das demais regiões do país. Assim, o NE está exportando o máximo possível de energia elétrica, principalmente para o SE/CO. Se não fossem as restrições de capacidade de transmissão de energia elétrica, o NE poderia exportar ainda mais energia. Estima-se que o problema atual de escoamento de energia do Nordeste se equacionará ao longo de 2021 e 2022, quando a capacidade de exportação da região quase triplicará.
Para novembro, a expectativa é que os níveis de armazenamento sejam de 20%, 11,5%, 45,5% e 26,8% nos subsistemas SE/CO, S, NE e N, respectivamente, segundo o Programa Mensal de Operação (PMO) feito pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para a primeira semana operativa do mês. Tais valores são menores do que os observados em outubro e resultam, portanto, na continuidade da degradação dos volumes armazenados e com consequente pressão sobre os preços.
A expectativa era de preços mais baixos para outubro e novembro, mas o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), usado como referência para formação de preços, mantém trajetória de elevação. A previsão no início da pandemia era que o PLD ficasse em torno de R$ 100,00/MWh em 2020. Agora, em novembro o PLD está chegando ao teto, ou seja, mais de R$ 600/MWh, com exceção ao subsistemas Nordeste. Os reservatórios ficarão piores do que no ano passado.
Tendo em vista a condição hídrica desfavorável, em outubro, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) liberou o despacho pelo ONS do parque termoelétrico por garantia energética. Ou seja, mesmo que os modelos oficiais de despacho das usinas não acionem algumas termoelétricas, o ONS pode despachá-las, visando a segurança do sistema e recuperação dos reservatórios. Ao realizar o despacho nas últimas semanas, o ONS observou falhas momentâneas no atendimento do seu comando por determinadas termoelétricas. Isto ocorreu por dois motivos principais:
- Despacho inesperado no planejamento da maioria das usinas. Apesar dos contratos das termoelétricas preverem despachos a qualquer momento pelo ONS, a maioria das usinas não tinha planejado tais despachos por garantia energética e, consequentemente, sua logística do suprimento de combustível. Além disso, ocorreu o desligamento da 2ª casa de máquinas da Hidroelétrica Tucuruí, por conta do baixo nível do seu reservatório. Assim, o Norte perde abruptamente sua capacidade de geração, aumentando ainda mais a necessidade imediata de acionamento das termoelétricas.
- Novo processo da programação das usinas está terminando muito mais tarde do que anteriormente. Por conta do novo modelo de despacho diário – DESSEM, a programação da geração das usinas inicia-se tarde e, por conseguinte, termina muito mais tarde. Em alguns casos, a programação da geração de domingo, por exemplo, se encerrou às 5 da manhã do próprio domingo. Antes do DESSEM, a programação do dia seguinte normalmente terminava no final do horário comercial do dia anterior. Além disso, ao final de toda a programação da geração, o ONS ainda precisa programar o despacho por garantia energética, agora liberado pelo CMSE, aumentando ainda mais o tempo desse processo.
O momento de transição e de mudanças requer adaptação dos processos nas usinas e dos próprios modelos oficiais de despacho, com o intuito de adequar o planejamento à realidade da operação, facilitando o trabalho de programação do despacho das usinas pelo ONS. O despacho por garantia energética se faz necessário por conta do cenário hídrico desfavorável, e isso tem sido recorrente, mostrando que os modelos estão desacoplados da realidade da operação.
Nas últimas semanas, o novo modelo, DESSEM, despachou mais térmicas que a metodologia anterior, o que mostra uma evolução dos modelos oficiais, diminuindo a necessidade de despacho por garantia energética. Porém, aquém do que é necessário para garantir a segurança do sistema, sugerindo mudanças nos modelos oficiais de despacho do setor elétrico.
Esse descompasso vem muito das simplificações das restrições operativas necessárias no modelo oficial de despacho de longo e médio prazo, tais como a rede elétrica, que acaba subestimando o custo futuro da operação, trazendo um valor d’água muito baixo para os modelos de curto prazo, que acabam por não despachar mais térmicas. Isso sugere que o setor precisa avançar nas metodologias de toda a cadeia de modelos para trazê-los mais próximo da realidade operativa.
A matriz elétrica brasileira ainda é predominantemente hídrica, mas a participação das fontes intermitentes e sazonais como hidroelétricas a fio de água, eólicas e solares é crescente. Essa nova configuração trouxe alguns desafios que, diga-se de passagem, já estão se tornando costumaz, como a geração termelétrica ineficiente aumentando os custos do despacho fora da ordem de mérito; e a forte queda anual dos reservatórios sem a preservação de um nível mínimo de armazenamento nos reservatórios ao final do período seco.
Nesse sentido, as térmicas a gás natural de ciclo aberto, de partida rápida, e as inflexíveis poderiam desempenhar um papel importante, funcionando como uma espécie de bateria virtual, permitindo um melhor gerenciamento do nível de água dos reservatórios e dando resiliência a expansão das outras renováveis intermitentes. Esse gerenciamento garantiria a segurança do fornecimento energético, até mesmo no cenário de alta demanda, esperado com recuperação econômica.
