A carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) deve chegar a 82.865 MW médios em janeiro, aumento de 11,1% em relação ao mesmo mês de 2023. A projeção supera a estimativa anterior, de 82.534 MW médios. Para fevereiro de 2024, a expectativa é de 83.401 MW médios para o SIN, com aumento de 6,5% em relação a fevereiro de 2023.
As estimativas foram apresentadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) durante o primeiro dia da reunião mensal do Programa Mensal do Sistema (PMO), que ocorreu nesta quinta-feira, 28 de dezembro.
Os efeitos do El Niño devem continuar sendo observados no começo do próximo ano, com altas temperaturas e baixas precipitações nos subsistemas Norte, Nordeste e Sudeste / Centro-Oeste, o que explica em grande medida o aumento na demanda.
O subsistema Norte é o que deve apresentar maior aumento relativo, na casa dos 13,3% em janeiro, a 7.371 MW médios, por conta da maior demanda de grandes consumidores que vêm retomando suas atividades desde o segundo semestre de 2023.
No subsistema Sudeste / Centro-Oeste, maior consumidor do país, a demanda deve chegar a 47.461 MW médios, aumento de 12,9% em relação a janeiro de 2022, por conta das altas temperaturas e baixa precipitação.
Altas temperaturas levaram a CMOs elevados, geração térmica e importação emergencial
Em dezembro, a carga verificada do SIN deve ficar em torno de 81.505 MW médios, o que representa aumento de 19% em relação a dezembro de 2022. No acumulado do ano, o aumento deve ser de 5,2%, com 75.951 MW médios.
Durante o mês de dezembro, o El Niño continuou provocando altas temperaturas e levou a nova onda de calor – ainda que menos intensa do que a de novembro.
Mesmo assim, as temperaturas elevadas provocaram aumento na demanda, com geração térmica de 294 MW médios por ordem de mérito, além de mais 478 MW médios por razão elétrica. A inflexibilidade térmica foi de 3.024 MW médios.
Importação e exportação de energia
O aumento das temperaturas levou a uma alta do Custo Marginal da Operação (CMO) nos horários de ponta da carga, atingindo o pico de R$ 395/MWh no dia 18 de dezembro em todos os subsistemas. Neste dia, a carga chegou a 100.250 MW.
A alta demanda também resultou na importação emergencial de energia elétrica do Uruguai. Em sete dias do mês, houve importação comercial, emergencial e devolução de oportunidade do país vizinho, chegando a 500 MW para atendimento à ponta da carga. Por outro lado, o Brasil exportou até 900 MW em caráter emergencial para a Argentina no dia 16 de dezembro, após temporal que desligou as linhas do sistema argentino.
A geração térmica complementar e a importação emergencial se fizeram necessárias para atendimento instantâneo da demanda diante das altas temperaturas, apesar do alto nível de armazenamento de energia.
Segundo o ONS, o armazenamento está na casa dos 60% dos níveis máximos – quarta melhor média do histórico para este período do ano. Trata-se de um bom nível, mas que não consegue entregar energia de forma instantânea.
“Estamos entrando em 2024 com a condição de armazenamento mais favorável. Por outro lado, a energia afluente é muito baixa, o que traz necessidade de um acompanhamento com atenção”, avaliou o diretor de Operação do ONS, Christiano Vieira. Além das altas temperaturas, o El Niño também baixa precipitação, sobretudo nas bacias dos subsistemas Sudeste / Centro-Oeste, Nordeste e Norte.
Segundo Vieira, a energia natural afluente está na casa dos 64% da média de longo termo (MLT) – terceiro pior nível histórico. “No verão, com altas temperaturas, temos demandas mais elevadas para atendimento da ponta de carga e pode ser necessário o despacho de recursos termoelétricos, o que traz acréscimo de custo em função das condições operativas”, avaliou.
O diretor também comentou sobre os estudos para importação de energia da Venezuela para atendimento ao sistema isolado de Roraima. A expectativa é que ocorram testes de integração de continuidade e desempenho da interligação ao longo de janeiro. “É um teste de 96 horas para verificar as condições efetivas de desempenho dessa interconexão”, detalhou Vieira.
