Projeções de afluência e demanda para novembro apontam melhora na geração hídrica

Com a chegada de novembro, o setor elétrico se prepara para a transição para o período úmido na maior parte do país, momento importante no calendário energético brasileiro. Segundo o boletim do Programa Mensal de Operação (PMO), divulgado para a semana operativa de 26 de outubro a 1º de novembro, há um cenário otimista para a Energia Natural Afluente (ENA), ou seja, a quantidade de energia hídrica disponível a partir do fluxo dos rios. Esse indicador é diretamente influenciado pelo volume de chuvas e determina a geração de eletricidade nas hidrelétricas.

Para o próximo mês, a previsão é de que o Nordeste se destaque com uma ENA de 120% da Média de Longo Termo (MLT), o que significa que essa região deve contar com uma quantidade de água acima da média histórica. Já o Sudeste/Centro-Oeste apresenta uma projeção de 89% da MLT, outro resultado positivo após um período de afluência menor. Para as regiões Norte e Sul, os números são mais modestos: 64% e 57%, respectivamente, refletindo áreas com menor índice de ocorrência recente.
Christiano Vieira, diretor de operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), afirmou que as chuvas vistas no final de outubro nas regiões Sudeste e Centro-Oeste devem se manter na primeira metade de novembro, reforçando a estabilidade hídrica. Esse cenário ajuda a reduzir a necessidade de ativação das usinas térmicas, que são mais caras e poluentes, e diminuir a probabilidade de novas ondas de calor, ou que freia o aumento da demanda energética.

Outro aspecto importante para novembro é o comportamento esperado para os níveis de Energia Armazenada (EAR), indicador de quanto a água está sendo acumulada nos reservatórios. A expectativa é de uma ligeira redução nos níveis de armazenamento, típica dessa fase de transição do período seco para o úmido. A exceção será o Nordeste, que pode atingir um índice de EAR de 49,7%, marcando um crescimento em relação ao mês anterior. No Norte, o índice esperado é de 52,4%, o mais alto entre as regiões. Para o Sul, a projeção é de 44,4%, enquanto no Sudeste/Centro-Oeste espera-se uma taxa de 37,9%.

No que diz respeito à demanda por energia, o Sistema Interligado Nacional (SIN), que reúne todos os submercados, deverá ter uma taxa de expansão de 0,7%, atingindo uma média de 81.582 MW. O Norte e o Sul são as regiões onde se prevê maior aumento na demanda: 8,3% e 4,4%, respectivamente. Para o Nordeste, as estimativas apontam para estabilidade, sem variação esperada. Já no Sudeste/Centro-Oeste, projeta-se uma queda na demanda de 1,4%, possivelmente devido à ausência de ondas de calor, que marcaram os últimos meses na região.

Para a Coprel Soluções, esses dados de afluência e demanda são essenciais para a gestão de energia de seus clientes e parceiros, especialmente no Mercado Livre de Energia. Ao monitorar essas projeções, a Coprel consegue antecipar decisões estratégicas, como a compra e a venda de energia a preços mais vantajosos, reduzindo custos e garantindo a continuidade do fornecimento. Além disso, entender os padrões da ENA e EAR permite à cooperativa ajustar suas operações com maior precisão, beneficiando tanto os consumidores quanto o sistema elétrico brasileiro como um todo. A análise desses indicadores é essencial para que a Coprel Soluções mantenha a eficiência e previsibilidade na sua gestão de energia, contribuindo para uma matriz energética mais equilibrada e sustentável no Brasil.

Matéria produzida com base nas informações da ONS: https://www.ons.org.br/paginas/noticias/details.aspx?i=10814