O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) apontou que expansão de linhas de transmissão em 2017 totalizou 6.130 MW, ultrapassando em 74,8% a previsão inicial, de 3.506,9 km. A estimativa para expansão da capacidade instalada de geração, que era de 5.971,5 MW, também foi superada em 23,8% e fechou o ano com 7.393,5 MW. Para o ano 2018 está prevista expansão de 5.739 MW de capacidade instalada de geração, 3.262 km de linhas de transmissão e 11.181 MVA de transformação na Rede Básica.

Em dezembro de 2017 entraram em operação comercial 1.178,5 MW de capacidade instalada de geração, 4.249 km de linhas de transmissão e 8.613 MVA de transformação na Rede Básica.

O CMSE também informou que a Consulta Pública MME nº 42/2017, que trata dos impactos da adoção de preço horário no mercado de energia elétrica, teve seu prazo de contribuições ampliado até o dia 19 de janeiro de 2018.

O risco de qualquer déficit de energia em 2018 é igual a 1,2% e 0,0%[1] para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, considerando a configuração do sistema do PMO de janeiro de 2018.

Veja a íntegra da nota emitida pelo CMSE:

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE)

Nota Informativa – 4 de janeiro de 2018

O CMSE esteve reunido nesta quinta-feira, 4 de janeiro de 2018, 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:

Expansão da Geração e Transmissão: Em dezembro de 2017 entraram em operação comercial 1.178,5 MW de capacidade instalada de geração, 4.249 km de linhas de transmissão e 8.613 MVA de transformação na Rede Básica, com destaque para a entrada em operação, em 12/12/2017, do Sistema em 800 kV e Corrente Continua - CC Xingu/Estreito C-1 e Estações Conversoras, com 4.184 km e 7.850 MVA, o primeiro Bipolo para escoamento de energia da UHE Belo Monte. Assim, os valores preliminares de expansão total do sistema elétrico no ano 2017 totalizam 7.393,5 MW de capacidade instalada de geração, 6.130 km de linhas de transmissão de Rede Básica e conexões de usinas e 19.597 MVA de transformação na Rede Básica.

Destaca-se que, no ano 2017, a expansão da capacidade instalada de geração ultrapassou em 23,8% a previsão inicial para o ano 2017 (5.971,5 MW), e a expansão das linhas de transmissão de Rede Básica ultrapassou em 74,8% a previsão inicial (3.506,9 km). Para o ano 2018 está prevista expansão de 5.739 MW de capacidade instalada de geração, 3.262 km de linhas de transmissão e 11.181 MVA de transformação na Rede Básica.

Resultados do Leilão de Transmissão nº 02/2017: A ANEEL apresentou os resultados do Leilão de Transmissão nº 02/2017, realizado no dia 15 de dezembro de 2017. Foram vendidos todos os 11 lotes oferecidos, correspondendo a investimento da ordem de R$ 8,75 bilhões, com deságio médio de 40,46%. Os empreendimentos representarão expansão de 10.416 km de linhas de transmissão e 4.919 MVA de capacidade de transformação.

Resultados dos Leilões de Energia do Ambiente de Contratação Regulada - ACR: A CCEE apresentou os resultados dos Leilões de Energia Existente – LEE nº 17 e 18 e dos Leilões de Energia Nova – LEN nº 25 e 26, realizados em dezembro de 2017:

Ø LEN nº 25 (A-4), com entrega de energia a partir de janeiro de 2021:

· 25 usinas vencedoras, distribuídas em 8 estados: 19 no Nordeste e 6 no Sudeste;

· Total de 674,5 MW de capacidade instalada e 228,7 MWmédios de garantia física;

· Preço médio de venda de R$ 144,51/MWh;

· Fontes: Eólica, Solar, Hidráulica e Térmica a Biomassa.

Ø LEN nº 26 (A-6), com entrega de energia a partir de janeiro de 2023:

· 63 usinas vencedoras, distribuídas em 14 estados: 4 no Norte, 45 no Nordeste, 5 no Sul e 9 no Sudeste/Centro-Oeste;

· Total de 3.841,6 MW de capacidade instalada e 2.930,9 MWmédios de garantia física;

· Preço médio de venda de R$ 189,45/MWh;

· Fontes: Eólica, Gás Natural, Hidráulica e Térmicas a Biomassa.

Ø LEE nº 17 e 18 (A-1 e A-2), com entrega de energia a partir de janeiro de 2018 e de 2019, respectivamente:

· 8 vencedores no A-1 e 13 vencedores no A-2;

· Montante: 288 MWmédios no A-1 e 423 MWmédios no A-2;

· Preço médio de venda: R$ 177,46/MWh no A-1 e R$ 174,52/MWh no A-2.

Condições Hidrometeorológicas e Energia Armazenada: O ONS destacou que, referente à última reunião do Grupo de Trabalho MCTIC/MME sobre Previsão Estendida, o fenômeno de "La Niña" está em curso e em momento de maior atuação, embora apresentando intensidade fraca. Os modelos de preveem um lento enfraquecimento do fenômeno nos primeiros meses do ano.

Nos próximos sete dias as precipitações estarão mais concentradas nas regiões Sudeste, Centro-Oeste, Norte e oeste da Região Nordeste. Em termos gerais, esperam-se precipitações mais abundantes nas bacias dos rios Tocantins e Xingu, onde os acumulados pluviométricos podem ultrapassar ligeiramente os valores históricos. Deve chover abaixo da média histórica nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí e próximo da normalidade nas bacias do Grande, Paranaíba, São Francisco, Doce e Madeira. As temperaturas nos principais centros urbanos da Região Sudeste estarão dentro dos valores médios da época nos próximos 10 dias.

O cenário mais provável de previsão para a segunda semana é o de chuvas inferiores à média histórica em boa parte das regiões Sudeste e Centro-Oeste, especialmente no âmbito da bacia do rio São Francisco. A Previsão Climática Sazonal para o trimestre janeiro a março de 2018 aponta maior probabilidade de chover abaixo da média histórica na maior parte da Região Nordeste e alta probabilidade de chover acima do normal na maior parte da Região Norte. Na Região Sul, as precipitações deverão oscilar em torno do normal.

O ONS apresentou também que, em termos de Energia Natural Afluente – ENA bruta, foram verificados no mês de dezembro de 2017 os valores de 94% no Sudeste/Centro-Oeste, 86% no Sul, 55% no Nordeste e 74% no Norte, referenciados às respectivas médias de longo termo – MLT. A ENA das bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins, que juntos concentram cerca de 80% da capacidade de armazenamento do Sistema Interligado Nacional - SIN, se configuraram como o 2º pior, pior, pior e 2º pior valor do histórico no período de janeiro a dezembro de 2017.

A Energia Armazenada – EAR - verificada ao final do mês de dezembro de 2017 foi de 22,5%, 57,0%, 12,8% e 23,3% nos reservatórios equivalentes dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, respectivamente, referenciados às respectivas EAR máximas. Os valores esperados de armazenamentos equivalentes ao final do mês de janeiro de 2018 são: 34,5% no Sudeste/Centro-Oeste, 53,7% no Sul, 21,3% no Nordeste e 32,2% no Norte.

O CMSE destacou que está garantido o suprimento eletroenergético do SIN, despachando o parque térmico conforme ordem de mérito de custo, e que permanecerá acompanhando atentamente a evolução das condições de atendimento ao longo da estação chuvosa de 2018.

Análise de Risco: O risco de qualquer déficit de energia em 2018 é igual a 1,2% e 0,0%[1] para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, considerando a configuração do sistema do PMO de janeiro de 2018.

Operação Hidráulica do Rio São Francisco: O ONS informou que permanece a política operativa hidráulica de defluências mínimas na cascata do rio São Francisco, com vistas à preservação dos estoques armazenados. Como resultado das ações desenvolvidas no âmbito do Grupo de Acompanhamento da Operação dos Reservatórios do Rio São Francisco, coordenado pela ANA, será possível manter todas as usinas hidrelétricas - UHEs acima de seus armazenamentos mínimos operacionais até o final do período úmido em abril de 2018. A expectativa de armazenamento ao final do mês de janeiro é de 33,8% na UHE Três Marias e de 20,8% na UHE Sobradinho.

Comitê de Acompanhamento e Avaliação Permanente do Mercado: A Secretaria de Energia Elétrica - SEE/MME apresentou os principais itens avaliados, no mês de dezembro, pelo Comitê de Acompanhamento e Avaliação Permanente do Mercado, a citar: monitoramento de comercializadores e consumidores, judicialização do GSF, regulamentação do deslocamento hidráulico de origem energética, entre outros. Adicionalmente, informou que a Consulta Pública MME nº 42/2017, que trata dos impactos da adoção de preço horário no mercado de energia elétrica, teve seu prazo de contribuições ampliado até o dia 19 de janeiro de 2018.

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.

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[1] Estes resultados são obtidos nas simulações do modelo Newave utilizando séries sintéticas, com tendência hidrológica, considerando em seus parâmetros que não há racionamento preventivo, térmicas por mérito e 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, no ano 2018.