Operador Nacional do Sistema Elétrico prevê expansão na carga em todos os subsistemas, com maior aceleração no Norte

Em dias quentes, os ventiladores ficam ligados mais tempo – Foto: Freepik/Pressfoto

As altas temperaturas da última semana já mostram reflexos na carga do Sistema Interligado Nacional (SIN): o boletim do Programa Mensal de Operação (PMO) projeta, para a semana de 23 a 29 de setembro, expansão na demanda em todos os subsistemas. Segundo o órgão, que tem a função de garantir o abastecimento de energia elétrica no país, a perspectiva de crescimento é de 5,8%, a maior dos últimos meses.

Essa porcentagem corresponde a 75.234 MWmed (Carga Própria de Energia), que é a relação entre a eletricidade gerada em MWh (megawatt-hora) e o tempo de funcionamento das instalações), ou seja, a medida da demanda média requerida de uma instalação ou conjunto de instalações durante um período de referência.

Apesar de a elevação das temperaturas médias ser registrada nas principais cidades brasileiras, nos submercados a aceleração mais expressiva é a do Norte, com 10,6% (7.707 MWmed), situação também relacionada com a retomada de atividades de consumidor livre da região.

O consumidor livre é aquele que não faz parte do mercado cativo, caracterizado pela conta de luz mensal que inclui o serviço de distribuição e a geração de energia. Ele pode negociar as condições de contratação dos serviços diretamente com os fornecedores ou com as empresas comercializadoras de energia elétrica. Nessa categoria costumam estar shoppings, hospitais, universidades e fábricas.

Em segundo lugar no aumento da demanda de carga do SIN, vem o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que deve registrar avanço de 6,1% (42.756 MWmed), seguido pelo Nordeste, com 4,2% (12.350 MWmed), e pelo Sul, com 3,8% (12.421 MWmed). Esses percentuais comparam os resultados projetados para o fim de setembro de 2023 com o mesmo período do ano passado.

“A previsão de crescimento da carga para setembro é a maior dos últimos meses, reflexo do calor mais intenso e também de uma economia mais aquecida. Em termos de operação e atendimento da demanda, estamos preparados para atender a sociedade brasileira. O sistema é robusto, seguro, e o cenário é favorável”, afirma Luiz Carlos Ciocchi, diretor-geral do ONS.

Os níveis estimados de EAR (energia armazenada) para o fim de setembro se mantêm acima de 70% em três submercados, conforme verificado em todas as revisões do mês corrente.

Segundo o ONS, a EAR representa a energia associada ao volume de água disponível nos reservatórios que pode ser convertido em geração na própria usina e em todas as usinas a jusante (correnteza) na cascata. É a grandeza que leva em conta o nível verificado nos reservatórios na data de referência.

O período tipicamente seco está próximo do encerramento, o que torna os resultados mais relevantes. A EAR mais elevada deve ser verificada no Sul (85,2%), e as demais projeções são: Norte (73,7%), Sudeste/Centro-Oeste (72,6%) e Nordeste (67,2%).

Um destaque deste mês de setembro é a condição favorável de armazenamento do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que, em 22 de setembro, tinha a melhor condição verificada para o dia em um histórico de 24 anos.

Alguns dos reservatórios mais representativos desse subsistema, como os das usinas hidroelétricas de Furnas, no rio Grande, e Emborcação, no rio Paranaíba, iniciaram a última sexta-feira (22) com o melhor armazenamento para o período dos últimos 19 anos.

A ENA (energia natural afluente) esperada em todas as regiões é compatível com a temporada atual. Ela se refere à quantidade de água recebida por uma usina hidrelétrica que pode ser transformada em energia. Assim, quanto maior for a vazão dos rios que alimentam a usina e a altura do reservatório, maior será a capacidade de geração de energia.

Em três subsistemas, a revisão atual aponta para um pequeno crescimento das perspectivas desse tipo de energia (ENA): o Sul, com 127% da MLT (média de longo termo); o Sudeste/Centro-Oeste, com 88% da MLT; e o Norte, com 73% da MLT. O Nordeste tem indicação de ENA de 66% da MLT. Esses consideram a data de 30 de setembro.

O CMO (custo marginal de operação), que indica o custo para produzir o próximo MWh (megawatt-hora) de que o sistema precisa, ou seja, o valor da unidade de energia produzida para atender a um acréscimo de carga no sistema, é calculado com base no valor de produção da próxima usina que vai despachar energia em um submercado.

O CMO, diz o SIN, está zerado em todos os subsistemas ao longo de 2023 e mantém esse padrão em setembro.

(Fonte: R)