O Operador Nacional do Sistema (ONS) justificou a oscilação do Custo Marginal da Operação (CMO) nos últimos três dias (26 a 28 de setembro) com a necessidade de acionamento de térmicas rápidas – que ligam e desligam no mesmo dia – para atendimento do pico da carga por razão elétrica.
Durante o Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro, realizado nesta quinta-feira, 28 de setembro, as apresentações mostraram uma redução expressiva da geração eólica na última semana, somada à parada de Angra 2 (1.350 MW), mas principalmente o aumento significativo da temperatura, com consequente aumento da carga.
Com isso, conforme explicou o Operador, foi necessário “que o modelo respondesse dando um CMO mais alto na onda”, adicionalmente a explicação indicou a operação em contingência do modelo na segunda e terça-feira, com o acionamento de térmicas dentro da ordem de mérito.
Buscando um atendimento à carga do fim de semana, o ONS priorizou térmicas de acionamento mais rápido e a importação do Uruguai, bem como da Argentina, nesse caso, por devolução de um saldo de exportação que o país havia realizado anteriormente.
Sobre a possibilidade de uma repetição dessa combinação de fatores, o Operador disse que eventos dessa ordem não estão previstos no curto prazo, mas com a configuração do El Niño, responsável por temperaturas mais altas no Sudeste, situações desse tipo não estariam descartadas.
Pressão do CMO
Entre os pontos que teriam elevado o custo marginal da operação, o ONS apontou um aumento da carga líquida do dia 28, como a maior da semana, de 65 GW aproximadamente, além da influência, na madrugada do dia 27, do fluxo da rede de 230 kV de Mato Grosso.
Com usinas a fio d’água, a hidrelétrica Manso (210 MW) com restrição de vazão máxima e a termelétrica Cuiabá sem custo variável unitário (CVU) válido para despacho, a rede do estado teria sensibilizado o CMO pela falta de recurso para atendimento da região.
Exploração hidráulica e eólica para atendimento da carga
Importando energia para atendimento da carga, o submercado Sudeste/Centro-Oeste contou com uma exploração maior da geração hidráulica, principalmente nas bacias do Grande e do Paranaíba.
Na comparação com o mês de agosto, a geração subiu hidráulica subiu de 26.287 MW médios para 27.280 MW médios.
Já o Sul, que tem se comportado como exportador desde julho, alcançou uma geração hidráulica de 11.819 MW médios, ante 10.764 MW médios de agosto.
No caso da geração eólica, desde julho a geração no Nordeste vem sendo reduzida, quando alcançou cerca de 12.700 MW médios, para atuais 10.500 MW médios em setembro.
Limite de intercâmbio
O Operador ampliou os limites de exportação de energia do Nordeste para o Sudeste/Centro-Oeste e o Norte dos atuais 8.000 MW para 10.800 MW. Os novos parâmetros passaram a valer na noite da última quarta-feira.
Após a ocorrência de 15 de agosto, os limites de exportação deste subsistema estavam reduzidos, dentro de uma política operativa conservadora que visou assegurar o equilíbrio do Sistema Interligado Nacional (SIN) até que as causas para a perturbação fossem identificadas.
Num primeiro momento, o fluxo de energia Nordeste-Sudeste/Centro-Oeste (FNESE) estava restrito a montantes iguais ou menores que 5.000 MW e agora podem ser iguais ou menores que 6.000 MW.
No Fluxo Nordeste-Norte (FNEN), o patamar máximo era 3.000 MW e agora está em 4.800 MW. Os novos limites ainda são inferiores aos praticados nos períodos anteriores a 15 de agosto, e a recomposição total desses limites está atrelada à conclusão das recomendações apontadas pelo ONS para aprimorar o desempenho das usinas, conforme descrito na minuta do Relatório de Análise da Perturbação (RAP).
