A capacidade instalada de geração elétrica já soma 9.130 MW em 2016, até o último dia de novembro, segundo dados apresentados pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). Faltando um mês para o fim do ano, o total de energia elétrica nova adicionada ao sistema em 2016 supera a meta para todo o ano (de 7.223 MW) em 26% e bate o recorde anterior de expansão da geração anual, registrado em 2014, de 7.509 MW.
No acumulado do ano, entraram em operação 4.334 km de linhas de transmissão de Rede Básica e conexões de usinas e 9.697 MVA, de transformação na Rede Básica. Em novembro, entraram em operação comercial 1.385 MW de capacidade instalada de geração, 196 km de linhas de transmissão e 300 MVA de transformação na Rede Básica.
Segundo análise do CMSE, o risco de qualquer déficit de energia em 2016 é igual a 0,0%, para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Para 2017, o risco é de 0,9% no Sudeste/ Centro-Oeste e de 0,1% no Nordeste.
O colegiado também aprovou o calendário de reuniões para 2017, que será disponibilizado no site do MME.
Veja a íntegra do comunicado emitido pelo Colegiado:
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE)
Nota Informativa – 8 de dezembro de 2016
O CMSE esteve reunido nesta quinta-feira, 8 de dezembro de 2016, com o objetivo de analisar as condições de suprimento eletroenergético em todo o território nacional, e divulga, de forma preliminar, os principais pontos tratados pelo colegiado:
Andamento dos trabalhos da CPAMP: O MME apresentou relatório das atividades realizadas pela Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP em 2016, com destaque para o Grupo de Trabalho “Governança dos Modelos Computacionais”. De acordo com a CPAMP, está prevista para a próxima reunião do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, a ser realizada em 14 de dezembro de 2016, a avaliação da Resolução CNPE relativa à definição de critérios e ritos para alteração dos dados de entrada, parâmetros e metodologias da cadeia de modelos de otimização energética e de formação de preço no setor de energia elétrica.
Redução da defluência a partir da UHE Sobradinho: A partir da publicação da Resolução nº 1.283 da Agência Nacional de Águas – ANA, em 1º de novembro 2016, que autoriza a redução da defluência da UHE Sobradinho até o limite de 700 m³/s, e que, conjuntamente com a Autorização Especial IBAMA nº 8/2016, autorizou a prática desta nova flexibilização, cujo foco é a segurança hídrica e o atendimento aos usos prioritários da água, em 21 de novembro foram iniciados os testes de redução da defluência da UHE Sobradinho até o limite de 750 m³/s, inicialmente. Desde então, a CHESF tem monitorado os impactos dessa redução ao longo do rio e encaminhou ao IBAMA um relatório apresentando o resultado deste monitoramento. Na próxima reunião semanal de acompanhamento da operação dos reservatórios do rio São Francisco, coordenada pela ANA, prevista para ocorrer no dia 12 de dezembro de 2016, serão apresentados os resultados finais dos testes até o limite de 750 m³/s, e a partir daí deverá ser avaliado pelo grupo o início dos testes de redução de defluência da UHE Sobradinho até o limite de 700 m³/s.
Redução da defluência a partir da UHE Três Marias: Em função do aumento das vazões incrementais à jusante da UHE Três Marias, o grupo gestor dos recursos hídricos da bacia do rio São Francisco, coordenado pela ANA, em reunião realizada em 28 de novembro de 2016, recomendou a redução gradual da vazão defluente da UHE Três Marias de 280 m³/s para 165 m³/s. O patamar de 165 m³/s foi alcançado em 03 de dezembro de 2016, sendo este o valor a ser adotado no planejamento mensal da operação para o mês de dezembro de 2016 a partir da revisão 2 do Programa Mensal de Operação – PMO/ONS. Caso haja aumento das vazões incrementais a jusante da UHE Três Marias, novas reduções poderão ser avaliadas pelo grupo, visando estocar o maior volume possível de água no reservatório da daquela usina.
O CMSE destacou o papel fundamental dos reservatórios na mitigação dos riscos de indisponibilidade e de baixa qualidade da água aos usuários do rio São Francisco, principalmente em situações de escassez como a vivenciada atualmente. Ratificou novamente que a responsabilização da gestão dos recursos hídricos na bacia do rio São Francisco, que atualmente se dá através principalmente da operação das usinas hidrelétricas, extrapola o setor elétrico, uma vez que seus impactos são percebidos pelas diversas esferas de governo e setores da sociedade. Além disso, ressaltou que o atendimento eletroenergético no Nordeste está garantido a partir de outras fontes de geração e pelo SIN.
Condições Hidrometeorológicas: O ONS destacou que, referente à última reunião do Grupo de Trabalho MCTIC/MME sobre Previsão Estendida, a permanência das águas mais frias no Oceano Pacífico, durante os últimos três meses, determinou o estabelecimento de uma fase fria (Fenômeno La Niña) com intensidade fraca. As previsões da maioria dos modelos indicam 55% de possibilidade do fenômeno se estender durante o trimestre de dezembro/2016 a fevereiro/2017, o que o caracteriza como um episódio de curta duração e fraca intensidade. Nessas condições, é pouco provável que a situação oceânica no Pacífico exerça influência sobre as precipitações da atual estação chuvosa do Sudeste/Centro-Oeste.
Além disso, está prevista a passagem de uma frente fria, a partir do dia 8 de dezembro, pelas regiões Sul e Sudeste e deve ocasionar valores significativos de precipitação nas bacias hidrográficas dessas regiões.
O ONS apresentou também que, em termos de Energia Natural Afluente – ENA bruta, foram verificados os valores de 89% no Sudeste/Centro-Oeste, 72% no Sul, 30% no Nordeste e 52% no Norte, referenciados às respectivas médias de longo termo – MLT do mês de novembro.
Reservatórios e Energia Armazenada: Ao final do mês de novembro, foi verificada Energia Armazenada – EAR de 33,4%, 71,0%, 10,0% e 21,0% nos reservatórios equivalentes dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, respectivamente, referenciados à EAR máxima. Segundo previsão da revisão 1 do PMO/ONS, devem ser atingidos ao final do mês de dezembro de 2016 os seguintes armazenamentos: 38,7% no Sudeste/Centro-Oeste, 66,0% no Sul, 17,1% no Nordeste e 13,0% no Norte.
Em relação ao subsistema Nordeste, considerando o início do período chuvoso e a continuidade da prática de defluência mínima de 750 m³/s a partir da UHE Sobradinho, a expectativa é de atingimento de 13,1% de armazenamento na UHE Sobradinho ao final do mês de dezembro de 2016, iniciando a recuperação dos reservatórios da região.
Análise de Risco: O risco de qualquer déficit de energia em 2016 é igual a 0,0%[1], para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, considerando a configuração do sistema do PMO de dezembro de 2016. Já para 2017, estes riscos são de 0,9% e 0,1%[2], para estes subsistemas, respectivamente.
Análise de Ocorrências: O ONS apresentou a síntese das principais ocorrências no SIN do período de 7 de novembro a 11 de dezembro de 2016. Ao todo foram 18 desligamentos com montante de 5235 MW interrompidos, com destaque para o desligamento das linhas em 500 kV Oriximiná – Silves C1 e C2 provocados por queimadas, que acarretou interrupção total das cargas de Manaus. O respectivo Relatório de Análise de Perturbação – RAP encontra-se em fase de conclusão.
Andamento dos testes do 2º Bipolo do Sistema de Transmissão do Rio Madeira: Os testes do 2º Bipolo do Sistema de Transmissão do Rio Madeira dependem da recuperação da vazão no rio Madeira. Todavia, já foram realizados testes com transferência de potência pelo Polo 3 entre as subestações Porto Velho e Araraquara, sendo alguns considerados insatisfatórios. Segundo o ONS, a operação comercial do Polo 4 está prevista para final de dezembro de 2016 e o Polo 3 está previsto para a primeira quinzena de janeiro de 2017. Assim, ao final do mês de janeiro de 2017 está prevista a operação comercial do Bipolo 2. Ressaltou, todavia, que este cronograma pode sofrer alterações, em função do comportamento hidrológico do rio Madeira.
Condições de atendimento à região Oeste do Pará: O ONS apresentou estudo sobre a UTE Santarém, que foi instalada emergencialmente, conforme deliberação do CMSE em janeiro de 2014, como uma das soluções para agregar confiabilidade no atendimento das cargas da região Oeste do Estado do Pará. De acordo com análise do ONS, com a entrada em operação da UHE Pimental e a redução da carga, não se verifica a necessidade de despacho a UTE Santarém para o ano de 2017. Assim, o CMSE deliberou pela descontratação da usina a partir de janeiro de 2017. A EPE deverá realizar novo estudo sobre o atendimento à região para os anos seguintes.
Expansão da Geração e Transmissão: Em novembro, entraram em operação comercial 1.385,10 MW de capacidade instalada de geração, 196 km de linhas de transmissão e 300 MVA de transformação na Rede Básica. Em 2016, até 30 de novembro, a expansão do sistema totalizou 9.130,3 MW de capacidade instalada de geração, 4.334 km de linhas de transmissão de Rede Básica e conexões de usinas e 9.697 MVA, de transformação na Rede Básica.
Destaca-se que, no ano 2016, a expansão da capacidade instalada de geração até novembro já ultrapassou o recorde de expansão anual anteriormente registrado para o sistema elétrico brasileiro (7.509 MW em 2014).
O CMSE, na sua competência legal, continuará monitorando, de forma permanente, as condições de abastecimento e o atendimento ao mercado de energia elétrica do País. As definições finais sobre a reunião do CMSE de hoje serão consolidadas em ata devidamente aprovada por todos os participantes do colegiado e divulgada conforme o regimento.
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
[1] Este resultado para o ano 2016 é obtido nas simulações do modelo Newave tanto com séries sintéticas quanto com séries históricas, considerando em seus parâmetros que não há racionamento preventivo e apenas um patamar de déficit.
[2] Estes resultados para o ano 2017 são obtidos nas simulações do modelo Newave para séries sintéticas, considerando em seus parâmetros que não há racionamento preventivo e apenas um patamar de déficit. Para séries históricas, o valor do risco de qualquer déficit é igual a 0,0%, para os subsistemas SE/CO e NE.
Fonte: Ministério de Minas e Energia
