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Chuvas abaixo da média histórica nos últimos meses e a perspectiva de escassez à frente acenderam o sinal de alerta no setor elétrico, levando o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e o governo a tomarem medidas, como acionar usinas termelétricas e economizar água dos reservatórios de hidrelétricas. O objetivo é preservar volume para este ano e 2025.
O resultado pode ser uma conta de luz mais alta para os consumidores lá na frente. Movidas a carvão, gás e outros derivados do petróleo, as usinas termelétricas produzem uma energia em geral mais cara que a das hidrelétricas e outras fontes renováveis. Quanto mais elas são acionadas para poupar os reservatórios, maior é o custo que cedo ou tarde será repassado às tarifas.
A situação neste momento ainda é relativamente tranquila, muito embora o chamado "período úmido" – que começa por volta de novembro – tenha sido de chuvas abaixo da média histórica no subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) – ele é o principal do país, por concentrar cerca de 70% da capacidade de armazenamento de água do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Segundo o ONS, o nível dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste é de aproximadamente 65% da capacidade máxima – o segundo melhor patamar dos últimos 12 anos, abaixo apenas da média de março de 2023 (83%).
O perigo está mais adiante – mais precisamente, por volta de maio, quando começa o "período seco". Em relatório divulgado em fevereiro, o ONS informou que, no pior cenário, as represas do SE/CO estarão em apenas 36% da capacidade em julho – o que seria o quinto nível mais baixo deste século.
Em projeção mais recente, o Operador informou que a chamada "energia armazenada" nas mesmas represas pode estar em 45,5% em agosto, no pior cenário – um tanto abaixo dos níveis do mesmo mês de 2023 (79%) e 2022 (56%), embora acima dos patamares observados entre 2017 e 2021. No melhor cenário para agosto, a projeção do ONS é de armazenamento de 54,1%.
A baixa nos reservatórios preocupa porque as hidrelétricas ainda são responsáveis por cerca de 65% da energia gerada no país. Nos últimos anos, as matrizes solar e eólica ganharam espaço no Brasil, mas a geração hídrica continua majoritária. E ela tem a vantagem de garantir uma estabilidade no fornecimento, ao contrário das usinas que dependem de vento e sol para funcionar.
Para reduzir o impacto ao longo deste ano e em 2025, o ONS já acionou algumas térmicas. Elas são ligadas no fim do dia, quando não é possível gerar energia solar. Segundo o Operador, o adicional é baixo e não impacta na tarifa. No entanto, o órgão reforça que questões tarifárias são atribuição da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Outra orientação da ONS foi a redução da saída de água nas usinas hidrelétricas de Jupiá e Porto Primavera, localizadas no Rio Paraná, entre São Paulo e Mato Grosso do Sul. A medida foi acatada pelo Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico (CMSE), coordenado pelo Ministério de Minas e Energia.
A previsão do ONS com essa medida é preservar 11% de armazenamento na Bacia do Paraná até agosto e cerca de 7% no total do Sudeste/Centro-Oeste. Essa decisão ajuda a explicar a melhora das projeções em relação ao que se esperava para julho.
“Vamos tomar as medidas necessárias para garantir o suprimento energético e manter o nível dos reservatórios. O setor elétrico tem que estar sempre atento para evitar imprevistos e priorizar a segurança aos consumidores”, afirmou o ministro Alexandre Silveira.
Sistema elétrico brasileiro é refém do clima, diz especialista
Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), critica a vulnerabilidade que o sistema elétrico brasileiro tem ao clima. Para ele, mesmo o crescimento das matrizes eólica e solar não é suficiente para romper essa dependência – todas acabam sendo reféns da água, sol ou vento.
“Há muito tempo a matriz elétrica brasileira fica cada vez mais refém do clima. O que salva o Brasil de ter apagão é a energia despachável (programada), usinas movidas a carvão, petróleo, óleo, gás natural ou energia nuclear, e as térmicas, principalmente as que são a gás”, argumenta.
O efeito disso recai no bolso do consumidor, explica Pires. “Térmica é mais cara, e isso afeta a tarifa e a inflação”, diz. O caminho, defende ele, é uma política centrada em matrizes diversificadas e mais bem gerida.
“Nossa matriz já é 85% limpa. O que precisamos é ter políticas de energia elétrica que tragam segurança. Ao invés de ligar as térmicas mais caras e na emergência, seria melhor ter um gerenciamento delas ao longo do ano. O custo seria menor”, diz.
Paulo Cunha, consultor da FGV Energia, considera prudente a decisão preventiva da ONS em antecipar o despacho térmico. Contudo, pondera que, ao fazer isso, pode ocorrer uma distorção de preço.
“Quando essas térmicas são ligadas, o preço de curto prazo fica artificialmente mais baixo porque este custo adicional é rateado por todo mundo. Mas é uma distorção. É só a impressão que está mais baixo”, diz.
“O nível dos reservatórios está confortável e não tem nenhuma crise de abastecimento em vista esse ano. O que acontece é que que a climatologia não indica chuvas abundantes e vemos que a demanda aumenta”, diz o consultor. Ele ressalta que as fontes solar e eólica se tornaram bem relevantes na contribuição de energia gerada no país nesses casos.
Aneel baixou valores das bandeiras tarifárias
Em sentido contrário às medidas de precaução do ONS, a Aneel – que regula o setor mas não opera a produção de energia – aprovou em março a redução dos valores de referência das bandeiras tarifárias.
As bandeiras são valores adicionais cobrados na conta de luz quando o sistema está sob estresse: quanto maior o uso de energia termelétrica, maior é a cobrança extra. Dessa forma, as bandeiras servem tanto para pagar o custo mais alto de geração quanto para sinalizar ao consumidor a necessidade de poupar energia.
A sinalização que a Aneel dá ao reduzir as bandeiras, portanto, é a de que a situação é confortável. Em seu site, a agência diz que a medida "foi aprovada devido ao cenário hidrológico favorável, à grande oferta de energia renovável no país e aos alívios verificados no preço dos combustíveis fósseis no mercado internacional".
A bandeira verde – em vigor atualmente – significa situação favorável, sem tarifa extra ao consumidor. O valor da amarela, primeiro nível de alerta, foi reduzido em quase 37%, de R$ 29,89 o megawatt/hora(MWh) para R$ 18,85. A vermelha 1 passou de R$ 65 para R$ 44,63 por MWh (queda de 31,3%) e a vermelha 2, de R$ 97,95 para R$ 78,77 por MWh (redução de quase 20%).
Procurada pela Gazeta do Povo para comentar essa decisão, a Aneel disse a revisão dos adicionais das bandeiras tarifárias é atualizada com base no histórico dos valores realizados anteriormente e na dinâmica de operação do sistema elétrico ao longo do próximo ano, considerando várias matrizes.
"Essa operação (revisão) considera a característica da matriz elétrica brasileira, as variações da geração eólica e solar ao longo do tempo, bem como os efeitos atmosféricos que influenciam o regime de chuvas e, por conseguinte, o despacho de usinas hidrelétricas e termelétricas", disse a Aneel por nota.
