A região Nordeste já enviou cerca de 19.996 gigawatt-hora (GWh) de energia para o Sudeste – onde há a maior demanda nacional – e Centro-Oeste de janeiro a agosto de 2024. O montante representa 73% do total intercambiado entre as regiões no ano de 2023, cujo acumulado foi de 27.154 GWh, de acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
O cenário ocorre em meio a desafios em torno de uma crise hídrica devido à seca e a preocupações sobre a capacidade do Sistema Interligado Nacional (SIN), após o último apagão elétrico de grande porte no Brasil, em agosto de 2023, ter levado a redução do volume de energia disponível na rede que une diferentes regiões do País.
Na prática, esse contexto levou a um corte de parte da produção de energia eólica e solar, com impactos na região Nordeste. Especialistas indicam que os valores intercambiados até o momento, compilados pelos dados do ONS, estão aquém da capacidade instalada e, até mesmo, esperada pelas empresas que ganharam leilões de energia para operar no local.
O presidente da Energo Soluções em Energia, Adão Linhares, explica que tanto a restrição na transferência de energia quanto a crise hídrica agravam a situação do País, que dispõe de grande parte da sua produção elétrica via hidrelétricas, mas já passou a acionar, recentemente, a maior utilização de usinas térmicas para suprir as necessidades.
Os reservatórios de água usados nas hidrelétricas estão em níveis precários no Norte, mas o São Francisco – principal bacia de armazenamento do Nordeste – está, ainda, em níveis aceitáveis, na avaliação de Adão. O problema, de acordo com o especialista, é que as circunstâncias poderiam se complicar daqui para frente caso não chova o suficiente.
Em relação à transferência de energia entre as regiões, são necessários mais investimentos em transmissão, segundo o diretor de regulação do Sindicato das Indústrias de Energia e de Serviços do Setor Elétrico do Estado no Ceará (Sindienergia Ceará), Bernardo Viana. Todavia, o processo é demorado, porque requer a construção de mais linhas.
Os danos já são percebidos no bolso dos consumidores, inclusive com o Governo Federal passando a cobrar tarifa vermelha nas contas de luz para suprir os custos do setor elétrico em setembro. Já os parques eólicos e solares nordestinos estimam perdas de R$ 1 bilhão no último ano devido às restrições no intercâmbio de energia, conforme Bernardo.
No caso da energia solar especificamente, o diretor técnico regulatório da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Francisco Silva, projeta prejuízos superiores a R$ 700 milhões até o fim do ano, especialmente nos estados do Ceará e do Rio Grande do Norte, os quais apresentam o maior volume de cortes de geração renovável, diz.
“Alguns projetos estão realmente em situação de insolvência, o que impacta completamente os planos de investimento dessas empresas. Muitos empreendedores já estão reavaliando se continuarão efetivamente investindo no País”, explica Francisco. Ele demonstra preocupação em torno das incertezas do cenário brasileiro de “caos” para o segmento.
Para 2025, o diretor técnico regulatório da ABEEólica espera um ano desafiador no que tange às restrições, e comenta que a entidade tem buscado dialogar com o ONS e com o próprio Ministério de Minas e Energia (MME) ações para melhorar a situação, como o ressarcimento das perdas de empresas renováveis por causa das limitações nos intercâmbios.
Bernardo, do Sindienergia Ceará, acredita que, no futuro, geradores renováveis conseguirão armazenar excessos de energia produzidos em determinadas épocas do ano e utilizar em outros períodos de estiagem. “Em dois a três anos, já teremos a possibilidade de armazenar energia solar e eólica em baterias conectadas às usinas.”
Adão Linhares acrescenta que, apesar de o Brasil contar com cada vez mais investimentos, os desafios do setor elétrico são previsíveis, até mesmo históricos, e necessitam de um planejamento melhor para evitar desequilíbrios. “Minha crítica é que o planejamento deve permitir prever crises, tanto no Nordeste quanto no Sudeste”.
O POVO solicitou entrevista com uma fonte do ONS para comentar sobre o assunto, mas não obteve retorno até a publicação desta matéria. (Com Agência Brasil)
ONS anuncia plano de contingência para abastecimento do sistema elétrico
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) apresentou, no último dia 19 de setembro, medidas em um plano de contingência para abastecimento do sistema elétrico, no contexto brasileiro de crise hídrica.
O diretor-geral do ONS, Marcio Rea, destacou que não há risco de um desabastecimento de energia em 2024, mas que já tem tomado “medidas para garantir a segurança do sistema, principalmente nos horários de ponta”.
A ideia é que as iniciativas garantam o suprimento em um momento nacional de “estiagem severa e demanda elevada em função das temperaturas acima da média”, de acordo com comunicado da ONS na última semana.
A adoção do horário de verão nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Sul foi um dos pontos levantados pelo documento. A medida visa a redução dos custos, a garantia do suprimento e o aumento de confiabilidade no Sistema Interligado Nacional em horário de pico, diz o ONS.
O projeto-piloto do Programa de Resposta da Demanda – pelo despacho Nº 2.679/2024 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) –, que trata de um recurso adicional para atender a demanda máxima do SIN, também foi uma medida reconhecida com importância pelo ONS.
Foi destacada, ademais, a manutenção das defluências mínimas nas usinas hidrelétricas de Porto Primavera e de Jupiá – ambas no Rio Paraná –, com escoamento nos níveis de 3.900 metros cúbicos por segundo (m³/s) e 3.300m³/s, respectivamente, até o final do próximo período seco, em 31 de outubro de 2025.
Já o reservatório da hidrelétrica de Belo Monte, no Pará, deve viabilizar o uso de uma vazão mínima de 100 m³/s, em vez de 300 m³/s, “respeitadas as licenças e autorizações necessárias, bem como possibilidade de uso no horário de ponta”, segundo o ONS.
O plano propõe, ainda, a entrada da operação de algumas usinas, no intuito de assegurar o escoamento de potência da Central Geradora Termelétrica (UTE) Porto Sergipe e de outras UTEs em áreas do Rio de Janeiro e do Espírito Santo.