A falta de chuvas e consequente necessidade de preservação do volume de água nos reservatórios deve impedir o desligamento de térmicas no decorrer de 2015, conforme sinalizado pelo diretor geral do Operador Nacional do Sistema (ONS) elétrico, Hermes Chipp. "A possibilidade de paralisar térmicas neste ano é muito pequena, praticamente não existe. Isso porque a hidrologia, mesmo que seja boa no período seco, tem efeito pequeno em termos de energia", disse o diretor geral do ONS.

O cenário mais preocupante do nível dos reservatórios de água no sistema Nordeste levou o governo federal a estudar alternativas para reduzir a vazão da bacia do São Francisco. De acordo com Chipp, a defluência foi reduzida de 1.300 metros por segundo (m³/s) para 1.100 m³/s e depois para 1.000 m³/s em períodos de carga leve.

Agora, o ONS pleiteia que a vazão seja reduzida para 1.000 m³/s em todos os períodos de carga e, futuramente, para 900 m³/s. Os testes para uma vazão de 900 m³/s já foram autorizados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

"Com isso conseguimos armazenar muito mais (água) em Sobradinho e nos preparamos para uma hidrologia mais crítica sem termos problemas", afirmou Chipp, que participou hoje do Fórum GD e Cogeração - Iniciando um novo ciclo de desenvolvimento, organizado pela Associação da Indústria de Cogeração de Energia (Cogen) e pelo CanalEnergia.

Mais cedo, Chipp destacou que o nível de afluências no período seco precisará ser equivalente a no mínimo 77% da média histórica na região Nordeste para que o volume dos reservatórios chegue a novembro com 10% da capacidade de armazenamento. Essa projeção, complementou o diretor geral do ONS, considera uma vazão de 1.100 m³/s. "Preferimos ser conservadores para não sermos atingidos", salientou.

Na região Sudeste/Centro-Oeste, o nível das chuvas no período seco, de maio a novembro, precisa ser equivalente a no mínimo 66% da média histórica. De acordo com ele, mantido esse patamar, o nível de água nos reservatórios da região, no final de novembro, chegaria a 10%. Este é o nível considerado mínimo para que o sistema possa ser operado.

No cenário traçado, o nível dos reservatórios cairia mais de 20 pontos porcentuais durante os próximos sete meses, a partir do patamar de 33,5% do início de maio. Esse número, explicou Chipp, já considera um cenário de carga menor. O ONS acabou de reduzir a previsão de carga no sistema elétrico brasileiro em 2015 de um resultado de aproximadamente 3% para -0,1%.

O diretor-geral do Operador Nacional do Sistema (ONS), Hermes Chipp, afirmou nesta sexta-feira que o governo trabalha para garantir uma geração adicional de energia via usinas termelétricas nos próximos dois anos. Segundo ele, a previsão é que haja geração extra de mil MWh em 2016 e mais 3 mil MWh de térmica a partir de 2017.

O diretor afirmou ainda que "não há incerteza" em relação ao fornecimento de energia no País neste ano. "A gente acredita que para este ano o abastecimento está garantido", afirmou Chipp, que participa nesta manhã de seminário na Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan). O diretor defendeu o sistema nacional de fornecimento que está "operando para o que foi planejado", suportando um período de "estresse" no abastecimento hídrico. "Para esse ano, não há incerteza. Eu tenho recomendado há algum tempo uma maior agregação de geração térmica na matriz. A moda é geração limpa, mas a conta não fecha. Tenho que ter uma garantia a mais. Por isso, o governo trabalha para atender a uma geração térmica extra de mil MWh em 2016 e 3 mil MWh em 2017", completou.

A geração adicional aliviaria o atual nível dos reservatórios, que desperta preocupação entre empresários e governo sobre a garantia de abastecimento no longo prazo. Para o empresário Marcio Veiga, presidente da PSR, há risco em alguns reservatórios de chegar ao final do ano com menos de 10% de capacidade. "Temos uma probabilidade alta de chegar ao final do ano com níveis muito baixos. É uma situação muito preocupante. Nós fizemos as contas e precisaria reduzir a demanda em 5% a partir de maio", afirmou Veiga.

Além da desconfiança com o abastecimento, os empresários demonstraram preocupação com o custo da energia. Durante o seminário, a Firjan apresentou um estudo que aponta que o custo médio no País alcançou, em março, o topo do ranking internacional entre 28 países: R$ 534,28 MWh. O custo registrou um crescimento de 48% desde dezembro, em função da revisão extraordinária autorizada pelo governo e pela implantação do sistema de bandeiras tarifárias.

O movimento no País contraria uma trajetória internacional de queda no custo da energia, acompanhando a depreciação da cotação internacional do petróleo. Nos demais países pesquisados pelo estudo, o custo caiu 6% em média, no período.

O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, descartou o risco de apagão nos próximos três meses, mas disse que o governo prepara um programa de eficiência energética a ser lançado nesse prazo. A adoção das ações, que não foram detalhadas, coincidirão com o início do período seco no País, que vai de maio a outubro.

"Vamos lançar um programa de eficiência energética que com certeza vai ter um impacto muito positivo. Estamos trabalhando nisso e esperamos que nos próximos 60 a 90 dias tenhamos um conjunto de ações", disse na sede do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), onde se reúne neste momento com representantes da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para discutir as medidas.

Apesar da previsão do ONS de que chova menos que a média em fevereiro, Braga descartou que ocorra um apagão enquanto esse plano está sendo discutido. "Sinceramente não vejo risco", afirmou, destacando que hoje o sistema passou pelo horário de pico, sua maior preocupação, com 5 mil MW de folga no sistema interligado. A folga no sistema nacional não impediu o apagão no Sudeste e Centro-Oeste no último dia 19.

Questionado sobre qual seria o limite do governo para decretar um racionamento, Braga disse que isso depende das condições hidrológicas, mas destacou que ainda há várias manobras disponíveis no sistema para assegurar o abastecimento. Mais cedo, o diretor geral do ONS, Hermes Chipp, afirmou que margem de manobras sem chuvas é pequena.

Além de medidas como a importação de energia da Argentina e de acionamento de Itaipu, o governo está testando uma nova rede de transmissão de energia no Rio Madeira. Segundo Braga, até fevereiro o segundo bipolo do Rio Madeira estará 100% testado e poderá ser incorporado ao sistema.

"Não é apenas a questão do ritmo hidrológico. É um conjunto de ações que somadas farão um balanço que recomendarão a ação necessária para que o Brasil possa ter conhecimento dos próximos passos", disse.

Na manhã desta sexta-feira (30), o ministro participou da reunião do conselho do ONS, que reúne empresas dos segmentos de distribuição, geração e transmissão. Segundo ele, o governo cobrou das companhias a solução de questões como o atraso em obras e ouviu reivindicações. "O diálogo está reaberto", disse.

As determinações feitas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) costumam ser prontamente atendidas pelos agentes do setor de energia. Mas estão longe de ter a mesmo aceitação pelo governo quando o assunto é a expansão e o reforço das linhas de transmissão do País.

Dados do próprio ONS, responsável pela segurança energética nacional, apontam que o governo tem deixado de executar mais de um terço das obras indicadas pelo operador como prioritárias para garantir o abastecimento do País. A informação foi revelada pelo jornal O Estado de S. Paulo em dezembro.

No chamado Plano de Ampliações e Reforços (PER), elaborado todos os anos, o ONS aponta quais são os projetos de linhas de transmissão e de subestações de energia que precisam ser contratados para afastar o País de panes graves e riscos de apagão.

O planejamento concluído no fim do ano passado aponta que 104 dos 310 projetos previstos para sair do papel entre 2015 e 2017 são resultado de pedidos anteriores, ou seja, voltaram a ser cobrados pelo ONS simplesmente porque o governo não os contratou.

Esses projetos representam 34% do total dos empreendimentos. A relação de ações necessárias para dar segurança técnica à distribuição de energia inclui 147 instalações novas de linhas e subestações, além de outras 163 medidas de reforço.

Sem previsão

O ONS estima que seria necessário investir R$ 13,8 bilhões nessas obras. Ocorre que a maior parte dos pedidos não tem previsão de licitação. Dos 45 mil km de novas linhas de transmissão previstas até 2017, 10,2 mil quilômetros ainda não tinham estimativa de concessão até o fim do ano passado. A maior parte dessa malha nova está planejada justamente para as Regiões Sudeste/Centro-Oeste (38% do total). A região concentra a maior parcela do consumo energético do País e demanda medidas de reforço.

Os projetos apontados como necessários pelo operador têm papel crucial na proteção do Sistema Interligado Nacional (SIN), uma rede que chega a cerca de 110 mil km de linha de transmissão e conecta todos os Estados do País, à exceção de Roraima.

A principal vantagem dessa integração é permitir ao ONS o envio de energia para diversas regiões do País, independentemente de onde e por qual usina ela seja gerada. Por outro lado, aumenta o desafio de manter toda essa rede em funcionamento.

Petrobrás

A estatal vai ampliar geração de cinco usinas térmicas para ampliar a capacidade de geração do País. Trata-se de empreendimentos que estão em operação, mas tiveram parte de sua capacidade de geração cortada por questões de manutenção ou restrições operacionais. Em resposta ao jornal O Estado de S. Paulo a Petrobrás informou que serão acionadas as térmicas Baixada Fluminense (RJ), Fernando Gasparian (SP), Sepé Tiaraju (RJ), Luis Carlos Prestes (MS) e Governador Leonel Brizola (RJ). Essas usinas devem retomar suas operações plenas até o dia 18 de fevereiro, segundo informou na terça-feira, 20, o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga. A geração adicional a partir desta data será 867 megawatts (MW). As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

O apagão ocorrido nesta segunda-feira, 19, em alguns Estados do País acende mais uma luz amarela para a gestão da presidente Dilma Rousseff, que enfrenta um ano de crise na economia.

Na avaliação do cientista político Carlos Melo, professor do Insper, numa comparação com o cenário ocorrido na gestão do ex-presidente tucano Fernando Henrique Cardoso, que precisou criar até uma Câmara de Gestão da Crise de Energia, em maio de 2001, o problema hoje é muito maior.

"Ao contrário do que ocorreu no governo FHC, onde a economia estava em crescimento e ele estava vivendo um clima positivo, hoje a situação é de crise e o momento muito pior", destaca Melo, complementando que o País não está crescendo, mas já está vivendo essa crise no abastecimento de energia.

As críticas do cientista político não se restringem apenas à gestão da presidente da República, Dilma Rousseff (PT), reeleita em outubro do ano passado, mas também a outros gestores, como o governador reeleito de São Paulo, Geraldo Alckmin (PSDB), em razão da crise hídrica no Estado.

"Essas são questões que não pegam a gente de surpresa, em 2012 já se sabia da crise da água e da crise de energia, em 2013 com as milhares de pessoas que foram protestar nas ruas, num movimento deflagrado pelo Passe Livre, os gestores evitaram o polêmico, mas necessário racionamento de água e de energia. Veio 2014, ano de Copa do Mundo e de eleições, e essas questões foram deixadas de lado por questões políticas. E, agora em 2015, estamos enfrentando todos esses problemas, que poderiam ter sido evitados se houvesse gestão e gerenciamento."

Carlos Melo diz que "infelizmente o Brasil vive um cenário de falta de lideranças", que resulta num quadro de falta de alternativas de saída para todas essas crises.

"Vivemos uma entressafra ruim de lideranças políticas e não vejo nenhum deles enfrentando o problema para resolver de fato as crises hídrica e de energia. É preciso gerenciamento e planejamento, pois nosso País está caminhando mais pela força e teimosia das pessoas do que pela administração dos gestores públicos."

A determinação do Operador Nacional do Sistema (ONS) elétrico que obrigou diversas distribuidoras do País a reduzir a oferta de energia, na tarde desta segunda-feira (19), retirou ao menos 2.770 MW do sistema. O número leva em consideração as cargas comunicadas pelas empresas AES Eletropaulo (700 MW), CPFL Energia (800 MW), Copel (320 MW), Light (500 MW), Elektro (200 MW), CEEE (100 MW) e Celesc (150 MW).

O número, contudo, deve ser mais expressivo, já que várias empresas não divulgaram detalhes sobre o corte. É o caso, por exemplo, das duas empresas da EDP Energias do Brasil, EDP Bandeirante e EDP Escelsa. Os dados de restrição da Cemig, Ampla, Celg e CEB também não foram detalhados pelas companhias.

A restrição de fornecimento, segundo apurou o Broadcast, serviço de notícias em tempo real da Agência Estado, foi estabelecida conforme previsto no Esquema Regional de Alívio de Carga (Erac). O ONS, contudo, ainda não divulgou uma posição oficial a respeito do problema que originou a determinação enviada às distribuidoras e o acionamento do Erac, passadas mais de duas horas após comunicar as empresas sobre a necessidade de reduzir a oferta de energia.

A mais recente previsão do Operador Nacional do Sistema (ONS) indica que o volume de água armazenada nos reservatórios da região Sudeste terá importante recuperação ao longo do mês de janeiro. Ao final do próximo mês, os reservatórios devem alcançar 31,8% do nível operativo, uma alta de mais de dez pontos porcentuais em relação ao patamar de 19,30% apurado no domingo, 28. A região Sudeste é responsável por 70% da capacidade de armazenamento de água pelo sistema elétrico nacional.

A primeira previsão divulgada incluindo dados de janeiro sinaliza que o nível dos reservatórios apresentará recuperação em todo o País, com destaque para as regiões Sul e Nordeste. Os reservatórios do Sul, que ontem estavam com 53,73% da capacidade, devem chegar ao final de janeiro com 61,3% do nível operativo. Na região Nordeste, o nível tende a subir dos atuais 17,37% para 28% da capacidade. No Norte, a oscilação esperada é de atuais 32,78% para 38,4% no dia 31 de janeiro.

O volume de chuvas deve ser forte principalmente no Sul do País. O ONS prevê que a Energia Natural Afluente (ENA) naquela região seja, em janeiro, equivalente a 129% da média de longo termo (MLT) para o período. Na região Sudeste o número estimado equivale a 90% da média, pouco abaixo dos 92% da média previstos para o Norte. Na região Nordeste, a ENA em janeiro deve ficar em 63% da MLT.

Carga

No material divulgado na última sexta-feira, o ONS projeta que a carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) será 0,2% menor em janeiro, na comparação com o mesmo período do ano passado. O resultado será puxado pela queda de 1,4% na carga da região Sudeste. A carga estimada para janeiro é de 67.792 MW médios.

As demais regiões devem apresentar expansão da carga. Na região Nordeste, o indicador deve crescer 3,3%. Nas regiões Sul e Norte, a elevação esperada é de 0,5% e 0,6%, respectivamente.

O Operador Nacional do Sistema (ONS) divulgou, nesta sexta-feira (5) a primeira revisão das projeções de volume de chuvas e nível de reservatórios para o mês de dezembro, e as indicações mostram números menos favoráveis do que aqueles anunciados uma semana atrás. A sinalização de menor volume de chuvas nas regiões Sudeste e Sul levou o operador a elevar o custo marginal de operação (CMO) semanal de R$ 549,83/MWh na semana passada para R$ 659,76/MWh, valor válido para os quatro subsistemas (Sudeste, Sul, Nordeste e Norte).

A despeito da elevação de 20% na comparação entre as duas semanas, o patamar do CMO indica que o preço de liquidação das diferenças continuará abaixo do patamar teto de R$ 822,83/MWh estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O PLD, valor utilizado nas operações de compra e venda de energia no mercado de curto prazo, é balizado justamente pelos valores do CMO e permaneceu no patamar máximo durante seis semanas entre os meses de outubro e novembro. O valor do PLD para a próxima semana deve ser divulgado ainda hoje pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

O Informe do Programa Mensal de Operação (IPMO) publicado semanalmente pelo ONS mostra que as condições de chuvas em dezembro continuam favoráveis, embora não tão consistentes quando o previsto na sexta-feira, 28 de novembro. O ONS projeta que a Energia Natural Afluente (ENA) no Sudeste do País, região responsável por 70% do armazenamento de água nas usinas hidrelétricas, ficará em 94% da média de longo termo (MLT) do mês de dezembro. O número é inferior aos 107% da média previstos na semana passada, porém permanece acima do nível entre 60% a 70% da MLT registrado em novembro.

Na região Sul as projeções também são menos otimistas, e agora o ONS indica uma afluência equivalente a 84% da média histórica - era de 98% da MLT na sexta-feira passada. A estimativa para o subsistema Nordeste, por outro lado, foi elevada de 78% para 83% da MLT, variação positiva dado o atual patamar dos reservatórios na região. A projeção para ENA na região Norte foi reduzida de 87% para 73% da MLT.

Com a percepção menos otimista em relação ao nível de chuvas em dezembro, o ONS também reduziu a estimativa do nível dos reservatórios ao final do mês. Na região Sudeste, onde os reservatórios estavam com 16,15% da capacidade até ontem, esse número deve subir a 22,1% ao final do mês. Na sexta-feira passada, o ONS previu que os reservatórios terminassem o ano com 24,3% da capacidade.

As projeções para as regiões Sul e Norte também foram reduzidas. No caso do Sul do País, os reservatórios devem terminar o ano com 48,4% da capacidade - estava em 54,7% na semana passada. No caso da região Norte, houve redução de 34,1% para 30,7% da capacidade. Na região Nordeste, por outro lado, a previsão foi elevada de 21,3% para 22,3% da capacidade.

Conforme a medição de quinta-feira, 4, feita pelo ONS, os reservatórios operavam com 61,88% no Sul, 13,29% no Nordeste e 27,16% na região Norte.

Carga

O ONS também anunciou nesta sexta-feira, 5, a primeira revisão para a projeção de carga mensal no sistema nacional (SIN) durante o mês de dezembro. A demanda deve crescer 3,3%, abaixo da estimativa de 3,5% apresentada na sexta-feira passada. A carga prevista no mês está em 66.369 MW médios, contra 66.536 MW médios previstos uma semana atrás.

A variação é explicada principalmente pelo cenário menos robusto previsto na região Sudeste, cuja carga responde por quase 60% da demanda do País. A projeção mensal foi reduzida de 3,7% em dezembro, na comparação com o mesmo período do ano passado, para 2,8%. Na região Sul, por outro lado, a variação esperada foi ampliada de 3,9% para 4,7%. A projeção para a região Nordeste foi mantida em 5,3%, enquanto que a retração esperada na região Norte foi ajustada de -2,1% para -0,7%.

O Custo Marginal de Operação (CMO), usado no cálculo do valor da energia comercializada no mercado livre, para a semana de 27 de setembro a 3 de outubro ficou em R$ 664,12 por megawatt-hora (MWh), segundo o Programa Mensal da Operação (PMO), divulgado nesta sexta-feira, 26, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Na semana anterior, de 20 a 26 deste mês, o CMO estava em R$ 731,59/MWh. A queda de 9,2% do preço "foi decorrente da atualização da previsão de vazões", trouxe a PMO.

Nos quatro subsistemas, o custo da carga pesada foi determinado em R$ 683,69/MWh; o da carga média, em R$ 676,33/MWh; e o da carga leve, em R$ 640,55/MWh.

O ONS prevê que, na próxima semana, a carga do subsistema Sudeste/Centro-Oeste irá crescer 0,5%, por causa da baixa demanda da indústria. Nos subsistemas Sul e Nordeste, as taxas de crescimento foram projetadas em 2,3% e 2,2%, respectivamente, com base na expectativa de expansão do consumo de energia nos segmentos residencial e comercial. Para a região Norte, é esperado aumento de carga de 1,9%, "apesar da carga de um grande consumidor livre do ramo de metalurgia se manter em nível reduzido", informou o Operador.