América Energia e Copel debatem crise hídrica no aquece do Enase 2021

Executivos enxergam baixo risco de racionamento para esse ano mas atentam para o atendimento a demanda que tem crescido

Ainda que muitos agentes dentro do setor elétrico entendam que o país já vive um racionamento de energia com as medidas tomadas recentemente pelo governo, outra parte percebe a situação atual como um risco que está mais contido após as ações tomadas pela Creg (Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética) e outras anteriormente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Para o CEO da América Energia, Andrew Storfer, a chance de racionamento não é tão relevante para esse ano, diferentemente do risco de atendimento a demanda. Apesar do país viver uma oferta energética adicional diferente de outras crises, o desafio atual, além da inserção maior de outras fontes, seria de elevar esse “pulmão do setor” que é a geração hidrelétrica, valorizando o seu pleno funcionamento.

Para isso, ele ressalta a importância da introdução do volume mínimo operacional para as usinas, que esse ano passou a valer 10% no Sudeste/Centro-Oeste, e que em 30 de novembro irá chegar a 20% para operar numa faixa em que qualquer estresse ou desconforto não atinja um nível tão crítico como em 2021.

“Operar com uma queda média maior e usando menos água para gerar a mesma quantidade de energia, com ganho adicional também para o rendimento das turbinas”, destacou o executivo no segundo Warm Up do Enase 2021, na manhã desta quarta-feira, 15 de setembro.

Em sua fala Storfer reforçou que o possível a fazer com relação aos reservatórios foi feito e a tendência inevitável é de aumento nos preços para ter a segurança na operação. “Não há solução fácil e o grande fator de desequilíbrio, além da situação hídrica, é uma carga que reagiu positivamente”, complementa.

Ele também afirma que o governo se mostra lento para tomar outras medidas e decisões fundamentais, como no tratado do Anexo C de Itaipu, que tem que ser negociado para valer a partir de janeiro de 2023, ou ainda na questão dos serviços ancilares.

Já na avaliação do Diretor Geral de Operação e Manutenção de Geração e Transmissão da Copel, Moacir Carlos Bertol, a crise não foi tão previsível porque no ano passado o submercado Sudeste/Centro-Oeste tinha o melhor nível de armazenamento nos últimos cinco anos e a carga baixa, cenário diferente do que temos atualmente.

O executivo questionou a expansão da base hídrica sem armazenamento e disse que se a usina de Belo Monte possuísse reservatório o sistema brasileiro teria condições muito melhores para operar e desonerar o consumidor.

Sobre os efeitos da crise para a Copel, Bertol reiterou que a companhia, cuja potência instalada é de 6,5 GW, sendo 82,4% de usinas hidráulicas, está readequando seu portfólio para maior introdução de fontes renováveis complementares, prevendo 34 eólicas em operação, aumentando de 9,5% para 13% a fonte em sua matriz nesse ano. “Isso não quer dizer que estamos abandonando projetos de novas hidrelétricas”, reforça o executivo.

Quanto a grande inflexão do GSF a partir de 2012, passando de 100% para 75% atuais, ele afirma que a empresa sempre reserva um hedge do portfólio para fazer frente ao risco hidrológico, esperando um risco médio de 80% e ações necessárias para comprar energia e compensar a exposição, dentro da diferença do que foi programado e o que se está realizando.

“O GSF está muito menor do que nosso planejamento esperava para esses últimos anos, o que implica numa gestão muito estratégica e compensação através de ações para o mercado de curto prazo”, finaliza Moacir.