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O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) se reuniu, nesta quarta-feira (10/01), na sede do Ministério de Minas e Energia (MME), em Brasília. Na primeira reunião de 2024, foram discutidas ações para a maximização de recursos para o atendimento à ponta do Sistema Interligado Nacional (SIN) para o atual cenário de hidrologia no Norte do Brasil.
A região Norte tem enfrentado um cenário de poucas chuvas desde o final de 2023, em razão do fenômeno El Nino. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o atraso na afluência está comprometendo o nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas localizadas nos rios Xingu, Madeira, Tocantins e Teles Pires. Essas hidrelétricas desempenham papel fundamental no atendimento da carga do sistema elétrico nacional, provendo potência para o SIN, especialmente em cenários de carga elevada e de reduzida contribuição de ponta das fontes renováveis intermitentes (eólica e solar).
Os estudos prospectivos apresentados pelo ONS demonstram, para uma coincidência de carga elevada e baixa geração nas usinas eólicas, a necessidade de mobilização de recursos termelétricos para manutenção dos critérios de confiabilidade no atendimento, no período de carga líquida mais elevada (final da tarde e início da noite).
Nos últimos meses, o ONS, além da geração termelétrica, informou que utilizou recursos de resposta da demanda e importação de energia elétrica da Argentina, para fins de atendimento da ponta do sistema. A utilização desses recursos, conforme foi avaliado no CMSE, se mantém importante para a garantia do suprimento eletroenergético.
Apesar do cenário desfavorável na região Norte, segundo o CMSE, a condição segue favorável para o atendimento energético nas demais regiões e deve permanecer ao longo de 2024. O armazenamento médio registrado no SIN é de 59,5%, configurando maior índice desde 2010.
As definições finais sobre a reunião do CMSE serão consolidadas em ata devidamente aprovada por todos os participantes do colegiado e divulgada conforme o regimento.
Informações Técnicas:
Condições Hidrometeorológicas: Em dezembro, como esperado em anos de El Niño, a precipitação foi superior à média histórica nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai. Nas demais bacias hidrográficas com relevante capacidade de geração de energia hidrelétrica, a chuva ficou abaixo da média. Ainda durante o mês, em relação à Energia Natural Afluente (ENA), foram verificados valores acima da média histórica no Sul e valores abaixo da média no Sudeste/Centro-Oeste, no Nordeste e no Norte, respectivamente, com 209% da MLT, 59% da MLT, 18% da MLT e 27% da MLT.
Em janeiro, de acordo com o cenário inferior, a indicação é de uma ENA abaixo da média histórica para todo o SIN. Para o Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte a previsão é de 54%, 84%, 41% e 36% da MLT, respectivamente. No que diz respeito ao SIN, o estudo aponta condições de afluência de 52% da MLT, sendo o menor valor para janeiro de um histórico de 94 anos.
Para o cenário superior, ainda no mesmo mês, os valores previstos de ENA continuam abaixo da média histórica para todo o SIN. As previsões indicam cerca de 77% da MLT para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste; 76% da MLT para o Sul; 48% da MLT para o Nordeste e 54% da MLT para o Norte. Para janeiro, em relação ao SIN, este cenário de vazão indica condições de afluência prevista de 70% da MLT, sendo o 10º menor de um histórico de 94 anos.
Energia Armazenada: Em dezembro, foram verificados armazenamentos equivalentes de cerca de 61%, 91%, 49% e 46% nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, respectivamente. Para o SIN, o armazenamento foi de aproximadamente 60%.
Para o último dia de janeiro, a expectativa é de 59,8%, 47,2%, 53,7% e 43,2% da EARmáx, considerando o cenário inferior. No cenário superior há a previsão de 67,0%, 56,5%, 56,6% e 51,6% da EARmáx, considerando a mesma ordem. Para o SIN, os resultados para o fim do mês devem ser de 57,0% da EARmáx, para o cenário inferior e 63,7% para o cenário superior.
Expansão da Geração e Transmissão: A expansão verificada em dezembro de 2023 foi de 1.912 MW de capacidade instalada de geração centralizada de energia elétrica, de 480,4 km de linhas de transmissão e de 1.650 MVA de capacidade de transformação. Assim, no ano de 2023, a expansão totalizou 10.324 MW de capacidade instalada de geração centralizada, 5.961,1 km de linhas de transmissão e 17.345 MVA de capacidade de transformação. Para 2024, é prevista expansão de 10.106 MW de capacidade instalada de geração centralizada.
