

 O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) se reuniu nesta quinta-feira (6) para realizar a última reunião do ano de 2018. Durante o encontro, o destaque foi a entrada em operação comercial de 1.262,1 MW no mês de novembro, totalizando 6.123 MW de capacidade instalada de geração de energia elétrica, no ano, até 6 de dezembro. A Usina Hidrelétrica (UHE) Belo Monte também teve ênfase na reunião pela liberação da operação comercial das unidades geradoras UG11 e UG12.
 No âmbito da transmissão, em novembro, 100 MVA de transformação começaram a operar na Rede Básica, o que totalizou expansão de 3.436 km de linhas e 12.505 MVA de transformação.
 Em Roraima, o Comitê decidiu operar de forma estratégica e diferenciada para os dias de festa de fim de ano, utilizando-se geração termelétrica local, com o objetivo de prover maior segurança para o fornecimento de energia em Boa Vista (RR).
 Veja a íntegra da nota do CMSE:
 Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE)
 Nota Informativa – 6 de dezembro de 2018
 O CMSE esteve reunido nesta quinta-feira, 6 de dezembro 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:
 Condições Hidrometeorológicas e Energia Armazenada: o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS destacou que, no mês de novembro de 2018, foram verificados os valores de Energia Natural Afluente – ENA bruta de 132% no Sudeste/Centro-Oeste, 113% no Sul, 66% no Nordeste e 82% 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, no mês de novembro, como o 18º melhor, 5º melhor, 22º pior e 33º pior valor do histórico, respectivamente.
 A Energia Armazenada – EAR verificada no final do mês de novembro foi de 24,3%, 69,6%, 30,0% e 22,4% 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 dezembro de 2018 são: 33,5% no Sudeste/Centro-Oeste, 66,6% no Sul, 42,9% no Nordeste e 19,5% no Norte.
 Nos próximos sete dias, a atuação de uma Zona de Convergência do Atlântico Sul – ZCAS, mais ao norte da sua posição média, provocará maiores acumulados de precipitação localizados na bacia do rio São Francisco, no trecho de Sobradinho, e nas bacias dos rios Tocantins e Xingu, onde os valores acumulados serão provavelmente acima da média para o período. Nas bacias dos rios Grande, Paranaíba e Madeira o acumulado na semana deve variar entre a média e abaixo da média.
 Para a segunda semana, os modelos sugerem uma redução dos volumes pluviométricos na grande região central do Brasil, e os maiores acumulados de precipitação devem ficar restritos à região Sul.
 As temperaturas da superfície do Oceano Pacífico Equatorial estão superiores a 1o C nas últimas semanas, indicando a iminência do início do fenômeno do El Niño nos próximos meses, provavelmente de intensidade fraca a moderada. A previsão climática sazonal para o trimestre envolvendo os meses de dezembro de 2018, janeiro e fevereiro de 2019, que utiliza as informações de temperatura da superfície do mar que levam em consideração a previsão do fenômeno El Niño, aponta como cenário mais provável o de precipitação variando entre a média e acima da média para as bacias dos rios Uruguai e Jacuí.
 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.
 Análise de Risco: O risco de qualquer déficit de energia[1] em 2019 é igual a 0,1% para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste e 0,0% para o subsistema Nordeste, considerando a configuração do sistema do PMO de dezembro de 2018.
 Expansão da Geração e Transmissão: A Secretaria de Energia Elétrica - SEE/MME relatou que, em novembro de 2018, entraram em operação comercial 1.262,1 MW de capacidade instalada de geração de energia elétrica, com destaque para a liberação da operação comercial da unidade geradora - UG11 da UHE Belo Monte (611 MW). Já no início de dezembro, no dia 6 entrou em operação a UG12 da UHE Belo Monte (611 MW). Assim, a expansão do sistema no ano 2018, até o dia 6 de dezembro, totalizou 6.123 MW de capacidade instalada de geração de energia elétrica. Em relação à transmissão, em novembro entraram em operação 100 MVA de transformação na Rede Básica, totalizando então expansão de 3.436 km de linhas de transmissão de Rede Básica e conexões de usinas e 12.505 MVA de transformação na Rede Básica.
 Suprimento de energia elétrica a Roraima: A Secretaria de Energia Elétrica – SEE/MME realizou apresentação sobre as condições de atendimento a Roraima verificadas desde a última reunião do Comitê. Em função dos desligamentos da interligação Brasil – Venezuela observados no período, foi proposta nova estratégia operativa para o montante de importação de energia, de forma a permitir garantia de atendimento eletroenergético à Roraima com razoabilidade de custos para os consumidores. Além disso, foi apresentada estratégia de operação diferenciada para os dias de festas de fim de ano, assim como é praticado no sistema interligado nacional, utilizando-se prioritariamente geração termelétrica local em Boa Vista/RR, de modo a prover maior segurança para o fornecimento de energia durante as festividades.
 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] 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 2019.
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