O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) trabalha na política operativa para atendimento do Sistema Interligado Nacional (SIN) na transição do período seco para o chuvoso, entre os meses de setembro a novembro, com um desafio adicional de déficit de potência de cerca de 4 GW.
No primeiro dia do Programa Mensal da Operação (PMO) de julho, realizado nesta quinta-feira, 26 de junho, o diretor de Planejamento do ONS, Alexandre Zucarato, destacou que 2025 é um ano diferente de todos da história do operador em condições de atendimento à ponta.
“Estamos esperando um uso bastante intensivo de geração termelétrica para o atendimento de ponta e, dependendo do nosso cenário energético, a necessidade de, inclusive, de usar a reserva operativa até o seu limite para o atendimento do pior cenário de atendimento de ponta, que é o cenário com a pior hidrologia, com o pior desempenho da geração eólica, e uma carga associada a muito calor”, disse Zucarato.
ONS: Sul era a principal preocupação
A apresentação do PMO chegou a apontar um “período de calmaria”, com a recuperação dos reservatórios na região Sul, preparando a operação de transição com a maximização do aproveitamento dos reservatórios no Norte e das renováveis do Nordeste.
O período de menor estresse do SIN casa com as baixas temperaturas nos submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste, além das chuvas acima da média história no Sul – que estava em situação de atenção e era motivo de preocupação para o operador.
A atuação de frentes frias na região ocasionou precipitação superior à média história nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Paranapanema e incremental de Itaipu Binacional. Para a próxima semana operativa, de 28 de junho a 4 de julho, não há expectativa de despacho térmico adicional para a ponta da carga, com exceção do atendimento de Manaus, no Amazonas.
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Mesmo com o alívio no submercado, o nível de armazenamento do SIN de chegar a faixa entre 40% e 55% em novembro, similar à situação de 2024.
“A principal preocupação era ajudar a recuperação do reservatório do Sul, usando medidas de redução da vazão afluente e geração termelétrica (…). O plano de jogo esperado para o segundo semestre [de 2025] é muito parecido com o jogo que foi jogado no segundo semestre do ano passado”, disse Alexandre Zucarato.
Mesmo jogo, maior déficit de potência
Como antecipado pela MegaWhat, o déficit de potência esperado para o segundo semestre está na casa de 4 GW, abaixo do critério de sustentação dos Sistemas Especiais de Proteção (SEPs). Sem a realização do leilão de reserva de capacidade (LRCap) para atendimento de potência do sistema, medidas já foram tomadas, como a antecipação da vigência dos contratos do LRCap de 2021, que acrescentam cerca de 2,1 GW.
“A gente vai ter uma conjuntura do atendimento da ponta, principalmente do finalzinho de setembro até a metade de dezembro, onde o atendimento à ponta é mais desafiador. E as condições do Sul fazem muita diferença para o atendimento da ponta”, completou Zucarato.
Para garantir a folga na transição do período seco para o chuvoso, o ONS trabalha com a política operativa de minimizar a utilização dos reservatórios Sudeste, preservando a cabeceira e os ativos estratégicos de atendimento da ponta, em particular da hidrelétrica de Itaipu.
