Flexibilização da operação deve liberar 1,8 GW para minimizar curtailment

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) discutiu na reunião de ontem, 11 de junho, os resultados dos estudos solicitados ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em abril sobre medidas para mitigar o curtailment, incluindo aprimoramentos nos Sistemas Especiais de Proteção (SEPs) e a flexibilização nos limites de intercâmbio de N-2 para N-1.

A MegaWhat apurou, porém, que a flexibilização nos limites de intercâmbio não mostrou os resultados vistos em 2021, quando o ONS implementou a estratégia para reduzir os efeitos da crise hídrica e poupar mais água nos reservatórios.

Os dados apresentados ontem ao CMSE apontaram para uma liberação de 1,8 GW no limite de envio de energia do Nordeste ao Sudeste, onde está concentrada a carga, considerando as duas medidas combinadas: aprimoramento nos SEPs e mudança para N-1.

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Os SEPs são esquemas automatizados que atuam em situações criticas da operação do sistema elétrico, ou seja, são proteções adicionais que permitem que a operação de um passo além do que seria julgado como seguro no cenário anterior. Com os aprimoramentos, devem liberar mais espaço para envio de energia renovável ao consumidor do Sudeste.

Segundo a nota disponibilizada pelo Ministério de Minas e Energia (MME), até o Programa Mensal de Operação (PMO) de julho de 2025, que ocorrerá em 26 de junho de 2025, o ONS vai concluir os estudos e normativos e divulgará os novos limites de transmissão.

Também na reunião do PMO de julho de 2025, o ONS também apresentará os resultados da avaliação solicitada pelo CMSE sobre a adoção de critérios diferenciados de operação e os eventuais impactos na redução de cortes de geração renovável.

Flexibilização em 2021: 1.460 MW médios

Em 2021, a flexibilização foi praticada entre julho e novembro e permitiu que a exportação de energia das regiões Norte/Nordeste para as regiões Sudeste e Centro-Oeste aumentasse de 1 a 3 gigawatts, possibilitando uma preservação de 3% da energia armazenada do subsistema com maior capacidade de estocar água, que é o Sudeste/Centro-Oeste.

segundo o ONS, o benefício alcançado foi equivalente a uma geração média de 1.460 MW, entre agosto e novembro de 2021. Considerando que, para preservar os reservatórios, foi necessário o despacho de usinas termelétricas com custos da ordem de R$ 2.500 R$/MWh, o ONS estimou que a medida de flexibilização dos limites de exportação do Nordeste representou uma economia de R$ 11,1 bilhões para o setor elétrico brasileiro.

Gás e armazenamento

Além das medidas ligadas ao curtailment, o CMSE também discutiu o abastecimento de energia no país e debateu a disponibilidade de gás natural para geração térmica.

Foi deliberado que a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) deve apresentar cronograma e solicitações de estudos com medidas regulatórias e operacionais necessárias para viabilizar a implantação com celeridade e a antecipação da implantação da estação de compressão de Japeri (RJ), priorizando a segurança energética e a resiliência do sistema de transporte.

Em relação à geração hidrelétrica, em maio, foram observados valores abaixo da média histórica na energia natural afluente para todos os subsistemas. Foram verificados 84%, 40%, 46% e 67% da Média de Longo Termo (MLT) para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste e Norte, respectivamente.

Em junho, no cenário mais positivo, a água entrando nos reservatórios vai corresponder a 70% da MLT, sendo o 5º menor patamar para um histórico de 95 anos. No cenário menos favorável, a ENA chegará a 62% da MLT, menor valor para o mês de um histórico de 95 anos.

Ainda assim, o nivel de armazenamento dos reservatórios deve cair pouco na comparação com os 69% registrados no fim de maio. O ONS prevê chegar ao fim de junho com 65% da capacidade máxima, tanto para o cenário menos favorável quanto para o mais favorável.

Modelos, planejamento e linhão

Além das medidas emergenciais, o comitê também avaliou a necessidade atualização dos modelos computacionais de operação e formação de preços de curto prazo, a fim de garantir maior aderência desses modelos à realidade operacional atual, especialmente diante da variabilidade da geração renovável e do comportamento do consumo. Nesse contexto, foi discutida a Consulta Pública 186, aberta em 3 de junho, sobre os critérios de aversão ao risco dos modelos, o CVaR, que ficará aberta até 3 de julho.

Outro tema em pauta foi a consistência dos cenários de oferta utilizados nos estudos de planejamento da operação. O comitê reforçou a importância de garantir que esses cenários estejam alinhados com a realidade observada, de modo a melhorar a previsibilidade e a eficiência das decisões operativas.

O CMSE também acompanhou a evolução das obras do Linhão Manaus–Boa Vista. De acordo com o Ministério de Minas e Energia, o empreendimento já superou 90% de execução física e deve ser concluído até o segundo semestre de 2025. A interligação de Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN) permitirá a desativação das térmicas a óleo que hoje atendem o estado e resultará, segundo o governo, em uma economia de mais de R$ 1 bilhão por ano.