CRISE ENERGÉTICA?

Análise Setorial Maio/2021 Atualização: 14/05/2021

SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
O sistema elétrico brasileiro é modelado numa matriz hidrotérmica que totaliza atualmente uma potência instalada de 171,1 GW (figura ao lado).

Esse complexo gerador possui um conjunto de usinas hidrelétricas que tem a finalidade de alicerçar uma base de geração elétrica para todo
o mercado consumidor. Essa energia de base supre todo o sistema, assegurando a continuidade do fornecimento energético na sazonalidade hídrica através de seus reservatórios hidráulicos. O armazenamento d’água das hidrelétricas é reforçado por um
grupo de usinas de geração de energia reserva formado por usinas de baixo custo operacional de biomassa de cana de açúcar, eólicas e solar
fotovoltaica.

Quando, em períodos de maior escassez pluviométrica,
a totalidade das geradoras de energia reserva não
consegue manter os reservatórios em níveis que
estabeleçam a segurança operacional do sistema, a
infraestrutura elétrica é socorrida por um segundo
grupamento de usinas termelétricas adicionando mais
custos a operação do SIN pelo pagamento do
combustível. No gráfico ao lado, observa-se a
distribuição da participação das geradoras no sistema de acordo com sua finalidade.

O Sistema Interligado Nacional (SIN) é o complexo elétrico composto pelas usinas geradoras descritas acima e pela malha de redes de transmissão de energia elétrica que percorre todo o país. Essa grande teia de torres e cabos de transmissão de energia se interligam através de subestações elétricas às usinas supridoras de energia e aos centros consumidores. O SIN é dividido em quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste (que inclui também Acre e Rondônia), Nordeste e Norte. Cada um deles concentra regiões do país onde a energia circula livremente com maior facilidade pela disponibilidade de infraestrutura de transmissão. O limite que estabelece as fronteiras entre os subsistemas é determinado pela capacidade de intercâmbio de energia presentes no sistema de transmissão, ou seja, restrições elétricas no fluxo de energia entre as diversas regiões.

Como todos os agentes consumidores e geradores tem acesso livre ao SIN quando atendida as especificações técnicas, foi estabelecido o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o pagamento das diferenças dos volumes de energia consumidas ou injetadas no sistema distintos dos valores contratados entre os agentes. O Preço de Liquidação das Diferenças é calculado pela CCEE a partir de modelos matemáticos em “função da preponderância de usinas hidrelétricas no parque de geração brasileiro” e representa o ponto ótimo de “equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento, medido em termos da economia esperada dos combustíveis das usinas termelétricas”.

Apesar da premissa imediata de que a máxima utilização da geração hidrelétrica é o modelo mais econômico para o sistema por minimizar o custo com combustíveis de termelétricas, esse princípio implica riscos futuros de déficit energéticos maiores. No sentido contrário, elevar a confiabilidade do sistema mantendo níveis elevados nos reservatórios implica a necessidade de maior uso das térmicas, aumentando o custo operacional do sistema com combustíveis.

A PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA nos 3 últimos anos antes da pandemia (2017 a 2019) foi medido em média anual de 65,6 MWmed sendo que desse pacote 70,7% foi oriunda de geração hidrelétrica, 8,4% de eólica para reserva e 17,7% de térmica. Neste último grupo estão as termelétricas a biomassa que tem finalidade de gerar energia reserva e as usinas a GN, carvão e óleo que são usadas para segurança do sistema (ver figura abaixo).

O subsistema que produziu mais energia foi o SE/CO com 57,8% da produção, seguido do Sul com 15%, NE com mais 14,3 e o Norte com 12,9%. É importante observar que as hidrelétricas do estado de Rondônia, região norte do país, UHE Santo Antônio e UHE Jirau fazem parte do subsistema elétrico
SE/CO.

Uma informação muito importante é que as últimas grandes usinas hidrelétricas construídas no brasil, Belo Monte, Santo Antônio e Jirau, são usinas tecnicamente denominadas a fio d’água. Ou seja, essas usinas não possuem lagos para armazenamento de energia, mas apenas reservatórios técnicos para assegurar os níveis necessários ao perfeito funcionamento dos seus sistemas de turbinas. Os lagos das usinas não têm capacidade para mais de uns poucos dias ou horas de funcionamento da usina. A cada ano que o consumo cresce, o complexo de reservatórios tem capacidade relativa de suprimento medido por hora diminuída.

A produção de energia eólica tem crescido muito
no Brasil, sendo responsável por 8,9% de toda a
energia consumida no ano de 2020. Porém, os
parques eólicos que possuem alto fator de
capacidade comparado com outros países,
média de 40,8% medido pela ONS naquele ano,
possui sazonalidade na disponibilidade das
correntes de ventos, necessitando também de
armazenamento energético para horizontalizar
sua curva de fornecimento (ver gráfico ao lado).

CONDIÇÕES DE SUPRIMENTO DE ENERGIA
As condições de fornecimento e preços da energia elétrica do sistema brasileiro é baseada preponderantemente na relação entre os níveis dos volumes d’água armazenada nos reservatórios hidrelétricos que formam a base do suprimento de energia e o tempo restante para o início do novo período úmido para recomposição das reservas.

Se os volumes armazenados estão se deteriorando numa velocidade que pode atingir níveis mínimos de segurança antes da chegada das chuvas é porque o complexo gerador de energia de reserva não está conseguindo recompor o armazenamento para vencer o
período de estiagem. Neste caso, para segurança do sistema se faz necessário entrar com geração térmica para reduzir a utilização da energia armazenada e pagar pelo combustível para essa operação.

Observando a movimentação do armazenamento de energia do subsistema SE/CO no gráfico da figura acima, responsável por 70% da capacidade das
reservas brasileiras, verificamos que o último mês do período úmido, abril desse ano, fechou com os níveis em 35,3% de sua capacidade máxima. Em 13 de maio o volume dos reservatórios SE/CO já estava em 33,4%. Esse é o pior valor acontecido no final das chuvas desde a crise do apagão em 2001.

Vale observar que nos últimos 5 anos os reservatórios da região SE/CO sempre flutuaram numa mínima no final do período seco próximo a 20% e uma máxima no final do período chuvoso próximo a 40%. Esses níveis de reservatório não causaram maiores transtornos energéticos provavelmente devido ao reduzido consumo brasileiro ocasionado pelo baixo crescimento econômico.
A geração hidrelétrica se dá pela afluência natural das bacias hidrográficas associado aos volumes de água adicionais liberados pelos reservatórios. Os excessos das vazões dos rios nos períodos úmidos são guardados nos lagos das usinas para uso no período seco. Observando a evolução e projeções dessas afluências no conjunto das bacias hidrelétricas que compõem o SIN (ver figura abaixo), a CCEE prevê seus piores fluxos acontecendo nos meses de agosto e setembro quando as afluências atingirão 65% e 67% das capacidades máximas exploradas nas bacias. Esses são valores bem abaixo das médias de longo prazo. Importante observar que desde janeiro de 2019 que as afluências no SIN estão abaixo das médias de longo termo.

Na figura abaixo observamos a correlação inversa entre os altos preços de liquidação das diferenças e os volumes dos reservatórios no subsistema energético SE/CO.


Diante dos dados expostos, muito provavelmente os custos da produção de energia elétrica no Brasil vão subir significativamente até o final do ano com a necessidade de operação de um conjunto muito grande de termelétricas a gás natural e a óleo combustível que ainda não saíram de operação. Esses custos serão transferidos para os consumidores e geradores através das bandeiras tarifárias e da elevação dos preços de liquidação das diferenças, que já foi estimado pela CCEE e apresentado no Encontro PLD de 03 de maio para atingir em setembro o valor de R$ 576/MWh.

Apesar das simulações da CCEE preverem preços de liquidação fechando o mês de maio em R$ 82/MWh, nas duas primeiras semanas do mês o PLD atingiu R$ 207,05 e R$ 191,80, e a projeção para a 3ª semana é de R$ 213,80/MWh (ver figura abaixo).

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