12/07/2016

CNPE: atendimento da demanda até 2020 está assegurado

Risco de déficit de carga está abaixo da margem dos 5%, mas há pontos de atenção que devem ser monitorados, principalmente no Nordeste

As condições de atendimento ao Sistema Interligado Nacional para o período de 2016 a 2020 estão asseguradas. É o que disse a Secretaria de Energia Elétrica e o Operador Nacional do Sistema Elétrico no mais recente reunião do Conselho Nacional de Política Energética, realizada em 28 de junho. Os maiores valores de risco de déficit de carga para cada submercado do país nesse período foram de 0,7% no Sudeste/Centro-Oeste, 0,1% no Nordeste, 2,7% no Sul – mas somente para o ano de 2016 – e de zero no Norte.

Dentre as premissas consideradas na avaliação está a expansão prevista para o período que indica um aumento da capacidade da geração de energia no país em 32.101 MW. Esse montante leva a um crescimento médio anual de 6.420 MW em nova potência instalada. E dentre as fontes já contratadas, a hídrica responde por quase metade com pouco mais de 15 GW, seguida pela eólica com 7 GW e térmicas com 6,6 GW. Nesse cálculo ainda consta um crescimento médio anual de carga de 2017 a 2020 na ordem de 3,97%. E com um PIB de 2,4% considerando o período que engloba este ano ao final desse período.
Há pontos de atenção para a operação do sistema e o primeiro apresentado na reunião foi o Nordeste em função da escassez de chuvas que afeta a região e o Norte do país. A previsão e de que no inicio de dezembro o reservatório da UHE Sobradinho (BA, 1.050 MW) seja o mais crítico com 2,8% de armazenamento, na UHE Três Marias (MG, 396 MW) a previsão é de 10,2%, e que a UHE Itaparica (BA/PE, 1.479 MW) esteja com 3,6%. Além disso, apontaram os órgãos, deverá ser alvo de atenção o controle operacional do reservatório da UHE Tucuruí (PA, 8.370 MW) e o atendimento da demanda máxima do NE com o despacho de usinas térmicas fora da ordem de mérito em complementação à geração eólica.
Já no segmento de transmissão, o destaque em termos de pontos de atenção está com atrasos na expansão com ações para eliminar ou reduzir o não atendimento dos cronogramas tendo foco nas obras consideradas prioritárias. E ainda, a solução para as concessões da Abengoa, Braxenergy e MGF, pois causam impacto no escoamento da produção de Belo Monte e no aumento dos limites de intercâmbio de energia para a região Nordeste.

Em termos de leilões para o restante do ano, a secretaria executiva do MME ainda indicava para a realização do Leilão de Energia de Reserva que foi suspenso de 29 de julho e que não há definição oficial sobre a realização de um ou dois certames nessa modalidade. Ainda existia a possibilidade até mesmo do A-1 de energia existente. Mas, a perspectiva que o ministro de Minas e Energia passou no evento Brasil Solar Power, no Rio de Janeiro é de que apenas seja realizado mais um leilão que poderia ser na modalidade de reserva, em função do problema de sobrecontratação das distribuidoras.

Em transmissão já constava o leilão que está previsto para setembro, com 6.600 quilômetros em linhas e 6.750 MVA de capacidade de transformação cujos investimentos estão calculados em R$ 12,1 bilhões. E ainda um volume adicional de mas 12.200 quilômetros, 15.840 MVA que levariam a aportes de R$ 19 bilhões que devem ser licitadas, mas sem data prevista. Quanto aos ativos da Abengoa a indicação é de que se necessita de uma solução de mercado e que não estão incluídos nos ativos a serem licitados.
PDE 2025 – A próxima versão do Plano Decenal de Energia, para 2025, deverá considerar um redimensionamento do crescimento do PIB. A nova média deverá cair de 3,2% ao ano para os 2,4% considerados até 2020. Nesse ritmo, a expansão de oferta de energia indicada para 2024 em 212,5 GW recuará para 210,8 GW, queda de 0,8% nesse período. Dentre as fontes destacadas estão a eólica que deverá continuar em expansão, passando da previsão de 24,2 GW no PDE atual para 25,1 GW no ano seguinte. Já a solar poderá chegar a algo entre 9 GW e 11 GW ao final dos próximos 10 anos.

Dentre a participação de todas as fontes que fazem parte da matriz elétrica nacional, nos próximos 10 anos a perspectiva é de que a hídrica, carvão, óleo diesel e combustível e gás industrial percam espaço. Ainda assim a primeira dessa lista continuará sendo a maior, passando ao final de 2015 de 65% para 55,3% em 2025. A segunda maior queda ficará com o óleo de 6,1% para 1,8% do total instalado no país. No sentido contrário, e em curva ascendente estão a solar que passará de zero para 5,3%, eólica de 5,4% para 12%, biomassa de 9,4% para 11,2%, gás natural de 8,8% para 11,2% e nuclear de 1,4% para 1,6%.