Sindicato da Construção, Geração, Transmissão e Distribuição
de Energia Elétrica e Gás no Estado de Mato Grosso
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A operação do sistema elétrico no ano de 2018 dependerá fortemente do próximo período úmido. A estimativa da PSR é de que o volume de chuvas da temporada que se avizinha não precisa estar na média para dar uma certa folga operativa, mas se a média de longo termo ficar em cerca de 60% em todo do Sistema Interligado Nacional poderá ser registrada uma maior dificuldade de operação com maior exigência do sistema elétrico, mas essa dificuldade será refletida mais no preço do que no abastecimento da demanda.
De acordo com o gerente de projetos da consultoria fluminense, Celso Dall’Orto, existem uma certa preocupação, mas que tem impactos maiores por conta de elevação de preços. Contudo, ainda é necessário verificar como se dará o período úmido deste ano. Oficialmente esse período se inicia em novembro e a depender do volume de precipitações pode levar a um aperto operacional por exigir mais do sistema. “Não necessariamente podemos ter racionamento, mas o sistema começa a ser exigido mais e isso demanda uma maior atenção na hora de operar o SIN”, apontou.
Segundo os cálculos da consultoria o Brasil deverá ter uma sobra estrutural de cerca de 3 GW médios este ano até 2021. E esse número ainda depende do desenvolvimento da economia. E é justamente essa sobra que vem trazendo algumas dificuldades quando o assunto é o preço da energia. O executivo concorda com o fato de que essa sobra acaba levando a uma maior volatilidade de preços no curto prazo em casos com chuvas específicas, como o caso da virada de maio para junho, quando uma precipitação localizada no Sudeste fez com que o modelo reduzisse o PLD e consequentemente a bandeira tarifária.
Para Dall’Orto, algumas questões metodológicas poderiam auxiliar na mitigação dessa volatilidade, algumas mudanças seriam aplicáveis de forma imediata e outras mais para frente. No primeiro caso, são mudanças como olhar para a MLT do Nordeste que há anos não é mais a mesma. Em sua apresentação no 5º Forum Nacional dos Consumidores Livres, evento realizado pelo Grupo CanalEnergia e que faz parte da 1ª edição do Energy Expo Forum, em São Paulo, nos últimos 20 anos a média de longo termo naquela região foi de 78% da MLT considerada atualmente. Se olhar nos últimos cinco anos esse índice é menor ainda, 52% da média histórica.
Segundo ele, alterar o modelo computacional com a MLT do Nordeste no histórico de 20 anos seria uma medida factível para atribuir maior realidade à operação. Além disso, o uso múltiplo da água na bacia do São Francisco é outro fator que poderia ser considerado para essa calibração. “O modelo existente possui algumas ferramentas que conseguem reduzir e representar a realidade do modelo de uma melhor forma e evitar essa operação descolada da realidade”, acrescentou.
Fonte: Canal Energia
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