Térmicas podem ser operadas no longo prazo, ao custo do aumento do curtailment, diz ONS

O diretor de Planejamento do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Alexandre Zucarato, comentou a “neutralidade tecnológica” do operador em relação às fontes de energia. “O ativo que for entregue será operado. Então, se o Poder Concedente pergunta se o ONS consegue operar uma térmica com t-on de 18 horas, sim, dá para operar, ao custo de aumento no curtailment”, resumiu Zucarato durante o evento MinutoMega Talks, realizado pela MegaWhat nesta quarta-feira, 4 de setembro, em São Paulo. T-on é o termo utilizado para o tempo mínimo que uma usina térmica precisa estar em operação.

Segundo Zucarato, o nível de flexibilidade do sistema está aquém do esperado, o que não inviabiliza a operação, mas reduz a otimização de custos e recursos. Em agosto, o ONS realizou testes com as usinas descontratadas, as chamadas usinas merchant, que podem vir a ser despachadas para atendimento à ponta da carga para avaliação da “real disponibilidade” dos ativos, disse o diretor.

Em sua avaliação, se os ativos performarem corretamente, e se o período chuvoso não atrasar, a operação do sistema não terá sobressaltos, embora se torne mais custosa. “Conjunturalmente, a gente está numa situação administrável do ponto de vista físico, não necessariamente do ponto de vista de custo da operação, porque basicamente a gente vai precisar de todos os recursos”, disse Zucarato.

Atualmente, a ponta da carga no período noturno está próxima dos 100 GW. Para atender a esta demanda, o parque hídrico fornece entre 60 GW e 90 GW, considerando os períodos seco e chuvoso. “Então, se a gente tiver uma situação de 60 GW de disponibilidade hidráulica, para fazer uma ponta de 100 GW, a gente vai botar 40 GW de outros recursos. É bastante coisa”, disse.

Zucarato também comentou as possibilidades de aumento no atendimento hídrico, considerando a possibilidade de repotencialização de usinas existentes. Em sua avaliação, a solução é viável, mas deve levar cerca de três anos. Já a instalação de baterias pode ocorrer mais rápido, mas ainda não na velocidade que o sistema precisa.

“Bateria, talvez, entre numa escala mais curta que A-3, mas duvido que entre em A-1”, avaliou. “Em A-1 você teria que trabalhar com resposta da demanda, mas eu não sei se tem maturidade para tracionar a resposta da demanda numa escala que não os 200 MW que a gente conseguiu no sandbox. A gente teria que ter uma escala muito maior que isso”, completou.

Assim, ele avalia como positiva a consulta pública sobre o leilão de reserva de capacidade na forma de potência (LRCap), mas indica que o desafio de atendimento à carga é grande até que o leilão efetivamente ocorra e que os ativos estejam disponíveis ao sistema.

Sinal de preço

Enquanto o ONS avaliou ser possível operar o sistema, embora não com otimização de custos, o acadêmico Alexandre Street criticou a ausência de sinais de preço no sistema brasileiro e a baixa remuneração da fonte hídrica. Street, que é professor associado da PUC-Rio e coordenador fundador do laboratório LAMPS PUC-Rio, e dividiu o palco com Zucarato no MinutoMega Talks.

“Falta um sinal de preço estrutural. A gente já tem um viés otimista no preço, colocando um valor de água sempre pressionado para baixo. Os modelos de vazão sempre dizem que vai vir mais agua do que [efetivamente] vem. E o uso da flexibilidade, cada vez mais importante, não é remunerado em nada”, disse o especialista.

Ele também criticou os subsídios e a falta de um “desenho técnico” para o sistema e sua expansão. “A gente gasta no setor elétrico uma quantidade absurda de energia para fazer a política dar certo, e gasta zero de tempo para fazer a matemática, a física dar certo dentro de um sistema de preço coerente”, avaliou.