Preço da energia elétrica deve seguir pressionado, mas risco de racionamento é baixo

Por: Walter de Vitto e Clara Martini

Como é de conhecimento, a situação hídrica do Brasil tem se mostrado crítica em 2021, com o nível dos reservatórios das hidrelétricas do Sudeste/Centro-Oeste, que são responsáveis por 70% da capacidade total de armazenamento do País, tendo alcançado patamares semelhantes aos observados em 2001, ano do apagão. Esse quadro gera questionamentos com relação à capacidade de atendimento da demanda e à escalada do custo da energia elétrica no Brasil.

A situação dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste reflete, em grande medida, o baixo volume de chuvas verificado desde o início do ciclo úmido em outubro último – o que reduziu a afluência de água aos reservatórios das hidrelétricas (ver figura  abaixo). Nesse sentido, segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o período de setembro de 2020 a junho de 2021 foi o pior da série histórica iniciada em 1931. Cabe ressaltar que, apesar da baixa afluência registrada no Nordeste, responsável por 18% da capacidade total de armazenamento, o nível relativamente confortável de armazenamento na região decorre do elevado volume de água retido pelas barragens das usinas ao longo de 2020.

Figura: Energia natural afluente por região – 2020/2021 (% MLT)

Fonte: ONS (elaboração Tendências).

O quadro de restrição hídrica no Brasil se dá em meio à recuperação da demanda por eletricidade. Desde agosto de 2020, a carga de energia supera os níveis observados no período anterior à pandemia. No acumulado dos cinco primeiros meses de 2021, o indicador, que compreende o consumo faturado pelas distribuidoras e as perdas com transmissão e furtos, registrou elevação de 6,2% frente a igual período de 2020 (+1,3% quando considerada a carga de 2019) e nossas estimativas apontam para crescimento de 4,6% no ano.

Apesar desse contexto, a expansão do parque gerador, a diversificação das fontes de geração e a maior ampliação da malha de transmissão observados desde o apagão conferiram maior robustez ao sistema elétrico brasileiro. A superação da crise hídrica de 2014/15 mostrou que o País está mais preparado para lidar com a escassez de chuvas – há instrumentos para mitigar a queda da geração hídrica, e a necessidade de racionamento se restringe a condições hidrológicas de escassez extremamente severas.

Desde 2001, a capacidade instalada de geração de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) mais que dobrou. Além disso, houve diversificação das fontes de geração no período. Nesse sentido, a participação da geração hídrica, que respondia por 89,6% da capacidade total de geração em 2001, recuou para 65,4% ao final de 2020 (ver figura abaixo).

Figura: Composição da matriz de geração de energia elétrica no Brasil (% do total)

Fonte: EPE (elaboração Tendências).

A transmissão também mostrou evolução importante desde 2001, com expansão de 137% da sua extensão de janeiro de 2001 a junho de 2021 – equivalente a 87 mil quilômetros, o que confere maior flexibilidade à gestão da rede.

Por fim, falando de regulação, a implantação das bandeiras tarifárias a partir do início de 2015 é um instrumento que possibilitou a sinalização da escassez relativa de energia ao consumidor. O aumento das tarifas nos momentos de crise hídrica denota a escassez de energia, induzindo a redução da demanda. Este fator, que não estava presente em 2001, permite, em conjunto com a evolução do parque gerador e transmissor, um melhor gerenciamento das crises de escassez de energia em períodos de pluviometria reduzida.

Com o intuito de avaliar o risco de racionamentos de energia elétrica, a Tendências levou a cabo alguns exercícios que visam a analisar o comportamento dos reservatórios sob certas condições de oferta, demanda e hidrologia.

Figura: Simulação: nível médio dos reservatórios – média Brasil (% da capacidade total)

Fonte: ONS (elaboração Tendências).

Os resultados obtidos sugerem que os riscos de desabastecimento de energia elétrica são relativamente reduzidos, estando restritos a questões operativas (como indisponibilidade de usinas ou falhas na transmissão), ao regime de ventos e à ocorrência de cenários hidrológicos ainda mais severos que o simulado (eventos com baixa probabilidade). Ainda, mesmo que algum racionamento venha a se mostrar necessário, seria bem menos rigoroso que em 2001.

Ressalta-se, no entanto, que o período crítico em termos de abastecimento se dará no final do período seco e no início do período úmido (de outubro a dezembro). Nesse intervalo, em que os reservatórios alcançam os níveis mais baixos, há aumento sazonal da carga – o que torna o sistema mais dependente das chuvas. Também nesse período, se a hidrologia não for favorável, aumentam os riscos de desabastecimentos nos momentos de pico de carga (intra-day). Com relação a esse ponto, vale destacar que nossas simulações não tiveram por objetivo avaliar o atendimento das demandas máximas.

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