Horário de verão poderá ser necessário por conta de déficit na capacidade de energia, diz ONS

O risco de o sistema elétrico brasileiro não suportar os horários de maior consumo voltou ao centro das preocupações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O novo Plano de Operação Energética (PEN) para o período de 2025 a 2029 confirma os alertas de anos anteriores e aponta para um agravamento no déficit de potência.

A preocupação é tamanha que o ONS estuda recomendar ainda este ano a volta do horário de verão como medida emergencial. Segundo o diretor de Planejamento do órgão, Alexandre Zucarato, a decisão deve ser tomada até agosto, prazo necessário para que a medida entre em vigor com três meses de antecedência.

"O PEN olha se a quantidade de geração disponível, no sentido amplo, se os recursos que temos atendem o consumo do Brasil. O PEN 2025-2029 confirmou o diagnóstico do ano passado e mostrou agravamento do déficit de potência", disse Zucarato. "Eventualmente, podemos recomendar horário de verão como imprescindível."

Com o cancelamento de novos leilões em 2024, o operador vê poucas alternativas para reforçar o sistema no curto prazo. A saída poderá incluir o uso mais intenso de termelétricas, a antecipação de projetos contratados no Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) de 2021 e até a importação de 2,5 gigawatts (GW) de energia de países vizinhos.

"O que a gente observa, e isso é um repeteco das conclusões que nós chegamos já desde o PEN de 2021, é que a gente está observando que o sistema está sobreofertado de energia, mas em 2021 a gente enxergava no final do horizonte a violação do critério de potência. Mas, enfim, o futuro chegou. Aquilo que era final do horizonte virou o início do horizonte", afirmou o diretor.

O aumento da geração de energia no país foi puxado majoritariamente pela fonte solar, que não opera durante a noite e não contribui para atender a ponta de consumo. "A MMGD (mini e microgeração distribuída solar) no PEN 2025-29 sai de 35 GW para 64 GW. A solar centralizada de 16,5 GW para 24 GW e a eólica de 32,5 GW para 36 GW", explicou.

"Então, basicamente, isso explica todo esse crescimento de 232 GW para 268 GW no SIN entre 2025 e 2029, são quase 40 GW de solar, que não atende a ponta noturna. E é aí que a gente enxerga que o critério de atendimento da ponta, que já não estava atendido, fica menos atendido ainda. Ou seja, esse déficit estrutural se aprofunda."

Outra frente para tentar reduzir o risco de apagões é a resposta da demanda, que envolve grandes consumidores em acordos de redução voluntária de carga nos horários críticos, em troca de compensações financeiras. O volume contratado neste ano será conhecido em 16 de julho. Em 2023, a economia gerada por essa estratégia foi de apenas 100 megawatts (MW). "O consumidor oferta a redução do seu consumo em determinados horários do dia mediante o pagamento de uma compensação", explicou Zucarato.

Se as chuvas atrasarem novamente, os meses mais críticos deverão ser outubro e novembro. Para o diretor, será essencial realizar um novo leilão de capacidade o mais rápido possível, mirando 2026. "O principal recado do PEN é, repetindo o que a gente viu no ano passado, a gente não está atendendo os critérios de potência e a situação se agravou pelo aumento da demanda prevista. Então isso significa que para 2025 já não tem mais o que fazer porque não dá mais tempo de se fazer nenhum leilão para contratar potência para 2025. A próxima janela de necessidade vista no escuro é o ano que vem", concluiu.