ONS: Brasil precisa de leilão anual para contratação de potência

O governo vai ter que organizar um calendário anual de leilões de reserva de capacidade na forma de potência para atender a uma demanda crescente nos próximos anos. O Operador Nacional do Sistema Elétrico calcula que será necessário pelo menos um certame anual do tipo A-4 ou A-5, complementado com um A-2 ou um A-3 para ajustar eventual diferença na contratação.

A recomendação do ONS está no Plano da Operação Energética (PEN 2024) para o horizonte 2024-2028, divulgado oficialmente pelo operador nesta terça-feira, 1º de outubro. O documento apresenta a avaliação das condições de atendimento ao mercado de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional para os próximos cinco anos.

Em relação ao atendimento estrutural, o diagnóstico é de sobreoferta de energia para o horizonte de 2025 a 2028, de acordo com as métricas do Conselho Nacional de Política Energética. Em termos de potência, no entanto, o operador identifica violação do critério de suprimento (CVAr 5%) que mostra se o atendimento está adequado ou não, já a partir do ano que vem.

“Essa violação de 2025, inclusive, foi um dos motivadores para antecipação dos contratos do LRCAP 21 (Leilão de Reserva de Capacidade na modalidade Potência)”, explicou o diretor de Planejamento do ONS, Alexandre Zucarato, em entrevista ao CanalEnergia.

É o caso da usina Termopernambuco, que foi contratada no certame, para entrega a partir de 2026. O empreendimento será importante no atendimento à necessidade de potência do próximo ano.

Para o diretor, a proposta do ONS é equivalente ao que se fazia no passado com os leilões A-5, na contratação de energia para o mercado regulado, a partir da demanda declarada das distribuidoras. Depois vinham leilões A-3 para ajustar alguma coisa, na medida em que reduzia a incerteza em relação ao montante previsto para atender o mercado de distribuição.

A ideia é fazer algo parecido em relação à potência, um requisito cada vez mais essencial no atendimento à ponta de carga. “Você vai contratar térmica, bateria, usina hidrelétrica reversível , buraco [para instalar novas turbinas em hidrelétricas] onde tem. (…) Pode ser de diversas fontes diferentes, mas o fato é que a gente precisa organizar um calendário anual de leilões para acrescentar recurso ao sistema para atendimento de potência, porque a cada ano que passa tem uma demanda maior para atender,” afirmou Zucarato.

Incerteza

O atendimento da ponta é o desafio de 2024, na avaliação conjuntural do PEN. Os reservatórios estão em boas condições e apresentam o segundo melhor armazenamento para setembro dos últimos 10 anos. Ainda assim, há necessidade de despacho térmico fora da ordem de mérito para atender o pico da carga. “A gente, no passado não muito recente, conseguia fazer a conta basicamente com geração hidrelétrica, com recursos de custo variável zero. Essa situação está no passado”, afirmou o executivo.

Quando se olha para o ano que vem, há uma enorme incerteza em relação ao período chuvoso, seja no horizonte de outubro de 2024 a abril/maio de 2025, seja no início do período úmido do próximo ano até 2026. Em termos de atendimento energético, ele pode ser um ano parecido com este, com os recursos disponíveis sendo administrados ao longo do ano, ou ter a cara de 2021.

Se o período úmido for muito desfavorável,  afirma Zucarato, vai ser feita uma mistura das medidas operativas desse ano com as da crise hídrica de 2021, para evitar o esvaziamento dos reservatórios. Ele destaca, no entanto, que a situação daquele ano é bem diferente do período atual.

“Se chover bem, a gente vai ter um desafio parecido com o de 2024, demandando mais ou menos as mesmas medidas operativas, ou seja, usar os recursos com parcimônia para a fazer a ponta ao ao final de 2025. E posicionar o sistema para o atendimento de 2026. Agora, se o período chuvoso for muito ruim, em 2025 a gente vai ter que adotar o regime de austeridade hídrica lá de 2021 para conseguir fazer a travessia do período seco da mesma forma que fizemos naquele ano”.

Expansão e flexibilidade

O planejamento de médio prazo do ONS trabalha com um crescimento de carga de 3,3% ao ano, com um total de 13,4% de aumento no horizonte de cinco anos. Há uma previsão de acréscimo de cerca de 30 GW na capacidade instalada, que vai passar de 215 GW em 2023 para 245 GW em 2028.

O destaque é o crescimento de usinas solares e eólicas, além da micro e minigeração distribuída, que vão representar cerca de 26% da matriz elétrica ao final do período. O cenário previsto, portanto, é de aumento de participação na matriz de recursos não controlados e não despachados pelo operador.

E mesmo na parcela sobre a qual o ONS tem controle, existe uma inflexibilidade das usinas, seja nas termelétricas, que é um padrão mais conhecido, mas também em hidrelétricas, em decorrência de defluências mínimas dos rios. A inflexibilidade no horizonte do PEN é de 75%, o que significa que o operador pode manejar apenas 25% da carga, enquanto o restante é atendido por uma geração compulsória de eólica, solar, ou pela inflexibilidade de outras usinas.

O estudo identifica uma mudança importante no padrão da flexibilidade operativa das hidrelétricas. Até 2021, em 75% do tempo o operador precisava fazer variações diárias menor que 20 GW. De 2022 para frente, ha necessidade de uma flexibilidade maior que 20 GW em 75% do tempo e isso tende a crescer com o tempo, dobrando entre os anos de 2021 e 2028.