Comitê também cria grupo para avaliar MMGD fora do controle das distribuidoras e reforça medidas preventivas diante do El Niño; ONS prevê uso complementar de térmicas para atendimento de potência
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) decidiu nesta quarta-feira (2) pela continuidade e pelo aprimoramento dos mecanismos de Resposta da Demanda no Sistema Interligado Nacional (SIN), com o objetivo de ampliar as alternativas disponíveis para atendimento de potência e flexibilidade do sistema. A determinação prevê aperfeiçoamentos já para 2027 e envolve a atuação conjunta da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e das demais instituições do setor.
A decisão foi tomada durante a 323ª reunião do colegiado, após apresentação do Ministério de Minas e Energia (MME) sobre o papel da Resposta da Demanda na operação do sistema. Entre os pontos que deverão ser revisados estão a metodologia de definição das linhas de base, a criação e diversificação de produtos, os prazos e a previsibilidade para contratação e acionamento, além dos critérios de remuneração e acompanhamento de desempenho.
ANEEL terá de apresentar cronograma
O CMSE determinou que a ANEEL apresente um cronograma com as etapas em andamento e previstas para a continuidade e o aprimoramento dos mecanismos existentes, incluindo o Produto Disponibilidade.
A intenção é tornar a Resposta da Demanda uma ferramenta mais abrangente para o atendimento das necessidades do SIN. O mecanismo permite que consumidores participantes ajustem seu consumo quando acionados pelo operador, contribuindo para o equilíbrio entre oferta e demanda sem depender exclusivamente da expansão ou do despacho de geração.
A ampliação desse recurso ganha importância diante da mudança no perfil da matriz elétrica brasileira, com maior participação de fontes renováveis variáveis e crescimento da geração distribuída. Nesse ambiente, recursos capazes de oferecer flexibilidade operacional passam a ter papel mais relevante na gestão do sistema.
MMGD entra no radar do CMSE
Outra decisão da reunião foi a criação de um grupo de trabalho para aprofundar a análise sobre possíveis instalações de Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) que estejam fora do controle das distribuidoras.
O grupo será coordenado pela ANEEL e contará com a participação das instituições integrantes do CMSE. A iniciativa foi motivada pelos resultados iniciais apresentados pela agência sobre ações de detecção, triagem e fiscalização dessas instalações.
A preocupação do colegiado está relacionada aos efeitos que instalações não identificadas ou não acompanhadas adequadamente podem produzir sobre as informações utilizadas no planejamento e na operação do sistema. A ANEEL informou que ampliará a atuação das distribuidoras na identificação e triagem dos casos e fará fiscalizações junto aos agentes para verificar os procedimentos adotados e eventuais impactos sobre as redes de distribuição.
Corte de geração volta a ser utilizado
O impacto da MMGD sobre a operação também apareceu na apresentação do ONS. Em 23 de agosto, o operador acionou pela segunda vez, com sucesso, o plano emergencial de corte de geração na distribuição, com redução de aproximadamente 2 GW.
A medida foi adotada em um cenário de carga mínima, influenciado pelo fim de semana, combinado com elevada geração de MMGD. O corte teve como finalidade equilibrar geração e consumo e preservar os padrões de qualidade e confiabilidade do atendimento.
O episódio reforça um dos desafios operacionais associados à expansão da geração distribuída: em determinados períodos, a geração solar elevada coincide com redução da demanda, diminuindo a carga líquida atendida pela rede e aumentando a necessidade de recursos de flexibilidade.
El Niño mantém atenção sobre o suprimento
O CMSE também avaliou medidas para reduzir os riscos de abastecimento nos Sistemas Isolados da Região Norte diante da intensificação do El Niño. A ANEEL informou ter realizado fiscalizações presenciais em 30 usinas termelétricas, com foco na disponibilidade das unidades, nos estoques de combustíveis, nos desligamentos não programados e na capacidade de atendimento das demandas atual e futura.
A agência também vem articulando com os agentes a manutenção de estoques e da autonomia das usinas, além da elaboração de Planos de Contingência que contemplem antecipação da aquisição de combustíveis, peças sobressalentes e consumíveis e a execução de manutenções programadas.
No Sul e no Sudeste, a atuação preventiva está relacionada à perspectiva de ocorrência de chuvas fortes. No sistema de transmissão, a ANEEL também destacou medidas para reduzir o risco de desligamentos em interligações regionais, especialmente aqueles associados a queimadas nas regiões Norte e Nordeste.
Sul sustenta condições hidroenergéticas favoráveis
Apesar da preocupação com os efeitos do El Niño, o cenário hidroenergético observado em agosto apresentou condições favoráveis no Sul. De acordo com o ONS, a passagem regular de frentes frias contribuiu para precipitações acima da média nas bacias dos rios Jacuí e Iguaçu e nos trechos boliviano e peruano do rio Madeira. Na bacia do Uruguai, os volumes ficaram próximos da média.
A Energia Natural Afluente (ENA) do Sul alcançou 184% da Média de Longo Termo (MLT) em agosto. No mesmo período, o indicador ficou em 92% da MLT no Sudeste/Centro-Oeste, 62% no Nordeste e 60% no Norte. Considerando o SIN, a ENA correspondeu a 112% da média histórica.
No fim de agosto, os níveis de energia armazenada estavam em 58% no Sudeste/Centro-Oeste, 83% no Sul, 76% no Nordeste e 82% no Norte. O armazenamento equivalente do SIN ficou próximo de 64%.
As projeções apresentadas ao CMSE indicam que o El Niño continuará se intensificando no Pacífico Equatorial, com expectativa de atingir seu pico entre outubro de 2026 e fevereiro de 2027. Para as próximas duas semanas, o Cemaden prevê volumes de chuva abaixo da média na bacia do Jacuí, entre a média e acima da média no Alto Uruguai e na bacia do Paraná e próximos da média nas demais bacias de interesse do SIN.
Térmicas podem complementar atendimento de potência
Para períodos de maior demanda combinados com condições hidroenergéticas adversas, o ONS prevê a utilização complementar de usinas termelétricas. A estratégia deverá ser combinada à operação otimizada das hidrelétricas do rio São Francisco e ao uso estratégico do reservatório da UHE Itaipu.
O operador também indicou a possibilidade de utilização da Reserva de Potência Operativa em setembro, novembro e dezembro de 2026. Para janeiro e fevereiro de 2027, a necessidade dependerá das condições hidroenergéticas e do início efetivo do período chuvoso nas principais bacias do SIN.
A sinalização reforça a importância da disponibilidade de recursos capazes de responder rapidamente às variações de carga e geração. Nesse contexto, a Resposta da Demanda aparece como uma alternativa complementar à geração convencional, especialmente para situações em que o sistema precisa de flexibilidade adicional.
Reservatórios avançam no plano de recuperação
Durante a reunião, o MME também apresentou o 3º Relatório de Monitoramento do Plano de Recuperação dos Reservatórios de Regularização do País (PRR), referente ao ciclo de 2025 e com dados de execução até abril de 2026.
O documento aponta execução física global de 59,2% das 31 ações previstas. Das 19 iniciativas classificadas como de curto prazo, nove foram concluídas integralmente. Entre os demais avanços estão medidas relacionadas à governança integrada dos reservatórios, às restrições hidráulicas incorporadas aos modelos matemáticos, à curva de referência e à revitalização de recursos hídricos.
A média móvel de dez anos da energia armazenada no SIN atingiu 49,3% em 2025, acima da meta de 45% estabelecida pelo plano.
Expansão adiciona 1,9 GW de geração em agosto
A expansão da oferta também foi destaque na reunião. Em agosto, entraram em operação comercial 1.902 MW de capacidade instalada de geração centralizada.
Entre os principais empreendimentos estão a UTE Novo Tempo Barcarena, no Pará, com 629,4 MW; a UTE Azulão, no Amazonas, com 361 MW; e os complexos fotovoltaicos Fótons de São George 01 a 05, Fótons de São Paulino 01 e 02 e Seriemas 1 a 8, que somam 891 MW nos estados de Mato Grosso do Sul e Pará.
Na transmissão, foram adicionados 263 quilômetros de linhas e 399 MVA de capacidade de transformação. Entre os destaques estão a LT 230 kV Laranjal–Macapá III C1, com 217 quilômetros, e a LT 500 kV Estreito–Jaguara C2, com 46 quilômetros.
MCP movimenta R$ 2,13 bilhões
No mercado de curto prazo, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) apresentou a previsão da liquidação financeira referente à contabilização de julho de 2026.
O montante totalizou R$ 2,13 bilhões. Desse valor, R$ 1,7 bilhão foi liquidado, enquanto R$ 427,27 milhões permaneceram inadimplidos. A Conta de Energia de Reserva (CONER) recebeu R$ 366,56 milhões, equivalentes a 21,59% do montante liquidado.
Nas trocas internacionais, não houve importação comercial em julho e agosto. Em julho, as exportações termelétricas somaram 698 MW médios, equivalentes a 519 GWh, destinados em 86% à Argentina e 14% ao Uruguai. Em agosto, foram 335 MW médios, ou 249 GWh, integralmente direcionados à Argentina.
As exportações de origem hidrelétrica alcançaram 230 MW médios em julho e 313 MW médios em agosto, também destinadas integralmente à Argentina. O conjunto das medidas integra a Agenda Estratégica Eletroenergética 2026 do CMSE. O colegiado continuará monitorando as condições de abastecimento e operação do sistema e deverá consolidar as decisões da reunião na ata oficial, após aprovação pelos participantes.
