O preço da energia elétrica calculado pelos modelos de planejamento da operação é composto por duas parcelas: o custo presente e o custo futuro, conforme mostra o gráfico abaixo. A primeira parcela é referente às decisões do presente e a segunda as adotadas no futuro, no entanto, como o sistema brasileiro é predominantemente hídrico, essas variáveis são dependentes no tempo (dilema do uso da água).

Cálculo do Custo Total

Fonte: Kligerman et al, 2005

Dessa forma, no passado, os atrasos na expansão da capacidade instalada brasileira foram um grande problema na gestão dos recursos hídricos para a programação da operação do sistema elétrico brasileiro. Os modelos de planejamento decidiram ser seguro o uso da água considerando que um grande volume de oferta que entraria no futuro, em linha com o crescimento da carga no país. A carga subiu, mas a expansão não aconteceu, e foi um dos principais fatores atribuídos ao racionamento em 2001 e na crise do setor em 2012. A falta de alinhamento entre a expansão da geração e da transmissão é até hoje uma grande dificuldade.

Em relação ao parque gerador, a expansão hídrica chegou ao seu limite por questões físicas e ambientais. O número de térmicas aumentou, e nos últimos anos o destaque se deu para as fontes eólica e solar por conta do incentivo à uma matriz renovável e descarbonizada. No gráfico a seguir, nota-se a evolução da participação das fontes de geração, e surpreende a retomada do valor de mais de 90% da geração através de renováveis, em que a eólica chegou a 19% de participação em agosto de 2022 e a hídrica a 79% em março de 2023.

Participação por Fonte na Geração de Energia Elétrica

Fonte: ONS

Apesar da participação pequena, cerca de 3% da geração, a energia solar tem boa contribuição para a segurança do sistema, pois alivia significativamente o horário de pico, conforme indicado no gráfico adiante. Em março, a contribuição da solar no subsistema sudeste foi equivalente a cerca de 5% da carga às 11h da manhã, horário próximo ao pico da geração.

Geração média horária da energia solar

Fonte: ONS

Sendo assim, hoje o cenário é de imensa oferta de energia renovável, em que os 5% de participação das térmicas se dá por inflexibilidade. Na representação gráfica abaixo, é possível observar como estão as curvas de oferta e demanda para todos os submercados. A mesma indica que a sobreoferta hídrica está em torno dos 25GW e a térmica em torno dos 15GW, o que justifica o preço no mínimo regulatório, ou próximo dele, já a quase 18 meses.

Curva de Oferta e Demanda de Energia Elétrica

Fonte: CCEE

Com esse volume de energia renovável e intermitente, as hídricas deixaram de exercer o papel exclusivo de geradoras de energia e passaram também a serem acionadas para segurança energética para estabilização do sistema. Por isso, deveriam ser remuneradas adequadamente pelos chamados “serviços ancilares” (de apoio à segurança do sistema elétrico) para poderem investir em modernização para tal serviço. Segundo o presidente da Eletrobrás, Wilson Ferreira Junior, a usina hidrelétrica de Sobradinho chegou a ser despachada 18 vezes em um único dia. O problema é que a turbina da usina hidrelétrica não foi feita para funcionar assim, e para que ela possa se modernizar, é necessário ser remunerada.

A geração predominantemente renovável com sobra energética também se deve ao elevado armazenamento em todos os subsistemas que no final de junho estão acima de 80% da sua capacidade máxima. Se a condição hídrica não fosse tão favorável, naturalmente seria necessário o despacho de mais térmicas, inclusive para a execução dos serviços ancilares.

Não se pode esquecer que, a Califórnia, Estado exemplo em energia limpa, sofreu em 2020 com falta de potência para atender o horário de pico depois do descomissionamento de 9GW de térmicas nos 5 anos anteriores. Uma seca acabou limitando parte da geração hidrelétrica e houve um descasamento no sistema em que a desmobilização do parque térmico foi maior que a capacidade que o sistema tinha para lidar com as variações de sazonalidade de carga e oferta. [1]

A matriz predominantemente renovável é um projeto essencial para o desenvolvimento sustentável e requer cuidados, porque é sabido que nenhum evento climático extremo dura para sempre. Da mesma maneira que o sistema brasileiro saiu da iminência de um racionamento de energia para a extrema abundância, o contrário pode acontecer. É imprescindível que os técnicos de planejamento não se deixem contaminar pelo presente e pela meta da matriz renovável, sem pensar devidamente nos riscos, inclusive do ponto de vista dos modelos de planejamento que no passado mostraram falhar quanto a isso.

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Chuva-Vazão, na verdade, é um modelo que tem a finalidade de transformar a chuva prevista em vazão de um rio, e por isso sua aplicação no setor elétrico brasileiro, que é predominantemente hídrico, é tão importante. A previsibilidade das afluências futuras dos rios possibilita uma melhor previsibilidade também da operação do sistema elétrico.

A principal variável dos modelos de planejamento energético é a afluência, e é o Chuva-Vazão que retorna parte desses dados. Logo, durante a análise do preço da energia, saber se o modelo apontou para o aumento ou diminuição das vazões já é um primeiro sinal de que o preço pode cair ou subir, respectivamente, assim como para o operador do sistema é um indicativo de maior ou menor disponibilidade energética nos próximos dias.

Entretanto, o que pouco se sabe é que Chuva-Vazão é um tipo de modelagem, e não um modelo específico. A finalidade de se transformar chuva em vazão possui diversos modelos com princípios e fundamentos diferentes.

O “Soil Moisture Accouting Procedure” – SMAP [2] é o tipo de modelo Chuva-Vazão utilizado pelo ONS dentro da formação de preço, mas existem outros como o IPH II [1], o Hydrologic Modeling System (HEC-HMS) [3] e a Curva-SCS [4].

O SMAP é um modelo determinístico, ou seja, o mesmo conjunto de dados de entrada sempre resultará no mesmo conjunto de saídas. Originalmente ele era constituído por três reservatórios hipotéticos representando a água reservada no solo (Rsolo), o escoamento superficial da bacia (Rsup) e o escoamento subterrâneo da bacia (Rsub), no entanto, posteriormente foi criado ainda um quarto reservatório de planície (Rsup2) como aprimoramento, conforme indicado pela Figura 1. A evaporação no modelo é considerada como perda.

Figura 1 – Esquema Modelo SMAP/ONS

O Rsolo, o Rsub e o Rsup2 são os primeiros reservatórios a serem enchidos pela chuva enquanto o Rsup é o último, por depender da variável de estado do Rsolo. A Figura 2 mostra a composição das diferentes vazões dos reservatórios hipotéticos na vazão total do rio.

Figura 2 – Tipos de Escoamento

Para a previsão de chuva, o ONS adotou como metodologia o uso de 3 modelos reconhecidos: GEFS (Global Ensemble Forecast System), ETA e ECMWF (European Centre for Medium-Range Weather Forecasts). A metodologia tem como objetivo encontrar pesos para cada modelo que compõe o conjunto de forma a minimizar o erro médio de um agrupamento de dias.

Com base nessas transferências da água entre os quatro reservatórios hipotéticos e nos dados de chuva e vazão passada, é realizada a calibração do modelo. A precipitação observada é calculada ponderando o peso de cada estação fluviométrica conforme sua representação espacial (5). Feito isso, o modelo recebe os dados de previsão de chuva e um algoritmo de otimização ajusta, dentro de uma faixa pré-estabelecida, os valores iniciais de escoamento de base, escoamento superficial e pesos da precipitação observada. Objetivo desse processo de otimização é o de reduzir ao mínimo o erro entre a curva calculada e a observada.

Figura 3 – Exemplo de ajuste entre a curva calculada e a observada

O modelo SMAP/ONS é rodado por sub-bacia do SIN, e os valores que estão mais a montante do rio vão sendo somados para compor os valores a jusante. Assim, é possível saber qual a afluência no rio de cada usina do SIN para um determinado período. Hoje o SMAP é oficialmente utilizado em 15 dias de previsão, e a previsão para horizontes acima disso é feito através de modelos estocásticos.

Apesar de ser um modelo consolidado, testado e reconhecido, o bom desempenho do SMAP depende de alguns investimentos que vão além da metodologia, especialmente na qualidade dos dados de entrada. Quanto à chuva observada, é necessário um número relevante de estações pluviométricas bem distribuídas em todas as bacias do SIN para adequada medição.

Para a obtenção do valor da vazão observada adequada seria importante o investimento em equipamentos e metodologias combinadas e profissionais qualificados para a tarefa. Já para a previsão de chuva se faz necessário o acompanhamento dos dados, dos novos modelos e de suas respectivas atualizações para que exista a garantia de que o melhor dado de chuva para as regiões servirá como entrada. O acompanhamento das parametrizações e calibração das bacias conforme suas caraterísticas também é um aspecto importante passível de monitoramento. A ocupação humana, novas políticas e diretrizes ambientais, entre outros fatores podem levar a mudanças nos valores de recessão de escoamentos, de recarga subterrânea, e até de evapotranspiração potencial. Um modelo bom só trará bons resultados se os dados utilizados nele forem tão bons quanto.

[1] Tucci. C.E.N. 1998. Modelos Hidrológicos. Associação Brasileira de Recursos Hídricos, Editora Universitária UFRGS. Porto Alegre
[2] LOPES, J. E. G.; BRAGA, B. P. F.; CONEJO J. G. L. SMAP – A simplified hydrological model, applied modelling in catchment hydrology. Ed. V.P. Singh, Water Resources Publications, 1982
[4] USDA. (1986). Urban Hydrology for Small Watersheds TR-55. Natural Resources Conservation Service: Retrieved from
[5] ONS. Aplicação do modelo SMAP/ONS para previsão de vazões no âmbito do SIN.

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