Montante da elevação de limites de transmissão em julho é incerto

BRASÍLIA — O Ministério de Minas e Energia (MME) informou na quarta (12/6) que novos limites de transmissão vão constar no Programa Mensal de Operação (PMO) de julho, que será publicado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A reunião do PMO está prevista para 26 de junho.

Na data, também serão apresentados estudos visando à redução de cortes de geração (curtailment). Os montante ainda é incerto. A pasta afirma que “eventuais impactos na redução de cortes de geração renovável” ainda serão avaliados.

No pior cenário, o mês de junho terá o menor valor de capacidade de geração hidrelétrica da da série histórica de 95 anos. No período seco, venta mais no Nordeste e o aumento do escoamento, junto com o despacho de térmicas, mitigam riscos no Sistema Interligado Nacional (SIN).

Os temas foram discutidos no Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) e, segundo o MME, tanto os novos limites de carga, após investimentos em Sistemas Especiais de Proteção (SEP), como estudos para redução da redundância (critério de segurança).

“(…) Na reunião do PMO de julho de 2025 [em 26 de junho], 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”, diz a pasta.

A proposta em análise é a adoção de critérios de operação que reduzam a redundância de segurança para N-1 (capacidade de suportar apenas uma contingência), em vez de manter o atual patamar de N-2 (dois eventos simultâneos).

Ao operar em N-2, o SIN limita a quantidade de energia transmitida; passar a N-1 reduziria gargalos e diminuiria a necessidade de desligamentos forçados. A decisão depende do parecer do ONS, que avalia a possibilidade de redução da redundância durante algumas horas por dia, explicaram fontes a par da discussão à agência eixos, na semana passada.

Tal medida já foi tomada no passado, durante a crise de 2021, para liberar maior capacidade de escoamento da energia gerada no Norte e Nordeste para os principais centros de carga, no Centro-Sul.

À época, a mudança permitiu a elevação dos limites nas interligações das regiões Norte e Nordeste para o Sul, Sudeste e Centro-Oeste com ganho potencial de transferência de 2.850 MW.

O gargalo no SIN, que vinha já provocado perdas bilionárias para geradores do Nordeste, é também um obstáculo para novos projetos alvo das políticas industriais para ‘economia verde’ criadas pelo governo Lula e pelo Congresso Nacional.

Primeiro, foram as plantas de hidrogênio verde e a agora a disparada do interesse por data centers pressiona a rede elétrica. A publicação da MP com estímulos para os centros de processamento de dados atrasou com a crise do IOF.

Sistema Especial de Proteção (SEP)

A reunião do CMSE de quarta (11/6) também tratou de um novo Sistema Especial de Proteção (SEP), “medida que viabilizará o aumento dos limites de transmissão do SIN, especialmente para a transferência de energia renovável produzida no Nordeste para as demais regiões do país”, diz o MME.

O volume de carga que será liberado com o novo SEP não foi divulgado pelo MME. A expectativa do MME é de alcançar 1,8 GW de capacidade adicional no SIN com reforço no Bipolo de Xingu, investimento da State Grid.

Em abril, o ONS identificou o potencial de elevação dos intercâmbios entre o Nordeste e o Sudeste em até 1 GW com o reforço do SEP entre as subestações Colinas, Ribeiro Gonçalves e São João do Piauí.

“O aprimoramento do SEP é importante e contribuirá para mitigar os efeitos do curtailment de geração renovável variável. O ONS já solicitou aos agentes proprietários dos ativos envolvidos na iniciativa os ajustes necessários. A previsão é que essas ações sejam implementadas pelos agentes envolvidos ainda no primeiro semestre de 2025”, informou o ONS à época.

Demais pautas no CMSE de 11 de junho, segundo o MME

• As obras da linha de transmissão entre Manaus (AM) e Boa Vista (RR) estão 90% concluídas, com entrega prevista neste segundo semestre de 2025. Roraima é o último estado completamente isolado do SIN.
• Aprimoramento dos modelos computacionais e a consulta pública 186 do CVaR (métrica de aversão de risco), aberta até 3 de julho de 2025. São parâmetros que influenciam no preço da energia.
• Disponibilidade de gás natural para geração termelétrica, incluindo a importação da Bolívia, e o cronograma na Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para liberar a operação da estação de compressão (ECOMP) em Japeri (RJ), da NTS e de escoamento do gás do pré-sal.

As informações constam na nota divulgada pelo MME. A ata mais recente do CMSE publicada pela pasta é da reunião de 9 de abril.

Reservatórios do Sul com 36% de armazenamento

Segundo a nota do CMSE, os reservatórios das hidrelétricas da região Sul estão com nível de armazenamento em 36%, pior cenário dentre todos os subsistemas do país. Esse percentual vem se mantendo desde maio, mês que marca o início do período seco.

Quanto às condições hidrometeorológicas de maio, o CMSE constatou uma precipitação inferior à média em bacias com relevante participação no Sistema Interligado Nacional (SIN), à exceção das bacias dos rios Jacuí, Madeira, médio São Francisco, alto Tapajós, Xingu e Tocantins, onde choveu acima da média.

Na reunião de maio, CMSE já havia determinado que o ONS deve “maximizar a
transferência de energia elétrica a partir dos demais subsistemas, podendo despachar geração termelétrica próxima ao centro de carga” para atender à região Sul.

Em junho, no pior cenário, as previsões são de 72%, 37%, 41% e 62% da Média de Longo Termo (MLT) para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste e Norte, respectivamente. Para o SIN, a afluência prevista é de 62% da MLT, sendo o menor valor para o mês de um histórico de 95 anos.