247 - O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) voltou a reduzir a estimativa de consumo de energia elétrica no Brasil ao longo de fevereiro, conforme boletim do Programa Mensal de Operação (PMO) referente à próxima semana operativa, divulgado nesta sexta-feira (6).
A projeção atualizada indica uma carga de 87.482 megawatts médios (MWmed) no Sistema Interligado Nacional (SIN) durante o mês. Se confirmada, a estimativa representa uma queda anual de 1,8%, ampliando a retração prevista anteriormente, que era de 1,7%.
A revisão foi influenciada principalmente pelo Sudeste/Centro-Oeste, principal centro de consumo do país. Para a região, o ONS passou a estimar uma carga de 48.582 MWmed, o que pode resultar em uma redução anual de 5,0% em relação a fevereiro de 2025. No levantamento anterior, a expectativa era de queda de 4,3%.
No Sul, por outro lado, houve aumento na projeção. A carga esperada foi ajustada para 16.048 MWmed, equivalente a uma diminuição anual de 4,5%. Antes, a previsão apontava uma retração mais acentuada, de 5,7%.
O Nordeste também teve elevação nas expectativas. A estimativa agora é de 14.560 MWmed, o que pode representar uma alta anual de 8,2%. No boletim anterior, o crescimento projetado era de 7,9%.
Já no Norte, a previsão subiu levemente, passando de 8.279 MWmed para 8.291 MWmed. Caso os valores se confirmem, a região deverá registrar um aumento anual de 7,5%, acima da projeção anterior de 7,3%.
Com os ajustes, o ONS reforça a perspectiva de retração mais intensa no principal polo consumidor do país, enquanto aponta crescimento consistente da demanda em regiões do Norte e Nordeste durante o mês de fevereiro.

Luis Mauro Filho

Linhas de transmissão de energia conectadas à usina hidrelétrica de Itaipu
11/10/2021 

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Brasil

ONS reduz previsão de carga no Brasil e projeta queda de 1,8% em fevereiro

247 - O volume de água que deve chegar aos reservatórios das hidrelétricas brasileiras em janeiro tende a ficar abaixo da média histórica em todo o Sistema Interligado Nacional (SIN). A projeção indica um cenário de precipitações mais fracas, sobretudo na região central do país, afetando diretamente a capacidade de recomposição dos principais reservatórios utilizados para a geração de energia elétrica.
De acordo com dados divulgados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e publicados originalmente pelo serviço Broadcast, as bacias dos rios Grande, Tietê, Paranapanema, Tocantins e São Francisco, localizadas nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, devem registrar afluências inferiores ao padrão histórico. Em contrapartida, as bacias do sul do rio Paraná, do Uruguai e da região Amazônica apresentam expectativa de volumes próximos da média, com possibilidade de registros superiores no extremo Norte do país.
A avaliação por subsistemas mostra que a Energia Natural Afluente (ENA) prevista para janeiro corresponde a 85% da Média de Longo Termo (MLT) no Norte, 83% no Sudeste/Centro-Oeste, 75% no Sul e apenas 55% no Nordeste. Esse desempenho ocorre após um mês de dezembro já marcado por resultados fracos. No Sudeste/Centro-Oeste, a ENA ficou em 72% da MLT, configurando a décima pior afluência de uma série histórica de 95 anos. No Nordeste, o índice chegou a 43%, o quarto menor já registrado, enquanto no Norte atingiu 68%, o 19º pior resultado histórico. No Sul, a ENA ficou em 75%, próxima à mediana dos registros.
Esse contexto tem elevado a preocupação no setor elétrico com o nível de armazenamento ao fim do verão, fator que exerce influência direta sobre os preços da energia. Apesar da previsão de afluências abaixo da média, o ONS avalia que ainda será possível recuperar parcialmente os reservatórios ao longo de janeiro, em função da estratégia operativa adotada.
No Sudeste/Centro-Oeste, o volume armazenado deve subir de 43,7% para 53,5% até o fim do mês. No Nordeste, a projeção aponta aumento de 45,3% para 55,4%, enquanto no Norte o nível pode passar de 54,6% para 58,9%. O Sul é a exceção, com expectativa de queda do armazenamento de 77% para 64,3%.
As projeções consideram não apenas os volumes esperados de ENA, mas também as diretrizes operacionais definidas pelo ONS. No Nordeste, por exemplo, a geração hidráulica vem sendo minimizada em atendimento a uma resolução da Agência Nacional de Águas (ANA). Já no Sul e no Sudeste, a operação das usinas está sendo ajustada com foco no controle dos níveis dos reservatórios.
Para os próximos meses, o cenário segue desafiador. Em fevereiro, a maior parte do país deve continuar registrando afluências abaixo da média histórica. No Sudeste/Centro-Oeste, 56,2% dos cenários simulados indicam ENA entre 70% e 90% da MLT. No Nordeste, mais de 70% das projeções apontam volumes inferiores a 70% da média do mês. No Sul, há grande dispersão: embora mais de 65% dos cenários indiquem afluência abaixo do histórico, existe cerca de 15% de chance de volumes significativamente superiores à média. No Norte, a tendência é de aumento, com mais de 30% de probabilidade de registrar níveis dentro ou acima do padrão histórico.
Considerando o horizonte até abril, o ONS reforça a expectativa de afluências persistentemente abaixo da média histórica em todo o período, que tradicionalmente concentra os maiores volumes de chuva e é fundamental para o enchimento dos reservatórios antes da estação seca, que vai de maio a setembro.

ONS prevê afluência abaixo da média nas hidrelétricas em janeiro

247 - O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) apresentou, na terça-feira (16), os resultados do Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo (PAR/PEL) 2025, documento que orienta o planejamento da operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) no período de 2026 a 2030. O estudo estima investimentos totais de R$ 28,1 bilhões em obras de transmissão consideradas essenciais para garantir a segurança e a confiabilidade do sistema elétrico brasileiro ao longo da próxima década.
As informações constam de reportagem publicada pela Agência iNFRA, que detalha a abrangência do plano e os principais indicadores técnicos do planejamento. Segundo o ONS, do montante previsto, R$ 22,7 bilhões correspondem a empreendimentos indicados pela primeira vez, evidenciando a necessidade de ampliação significativa da infraestrutura diante do crescimento da carga e da expansão das fontes renováveis.
O conjunto de projetos mapeados no PAR/PEL 2025 inclui a implantação de aproximadamente 5.301 quilômetros de novas linhas de transmissão e a ampliação de 24.314 megavolt-ampères (MVA) na capacidade de transformação em subestações. Com isso, a malha de transmissão deve crescer 3% em extensão, enquanto a potência nominal instalada de transformadores da Rede Básica e da Rede Básica de Fronteira tende a avançar 5,7% em relação à infraestrutura atualmente disponível.
No horizonte de planejamento, a demanda máxima do SIN é projetada em cerca de 129 gigawatts (GW) em 2030, o que representa um aumento de 17% frente ao pico observado em 2025. Para atender a esse crescimento, a capacidade instalada total do sistema deve alcançar 269 GW, com forte presença das fontes renováveis. De acordo com o estudo, aproximadamente 60 GW deverão ser provenientes de usinas eólicas e solares centralizadas até o fim da década.
O plano também aponta para a ampliação dos limites de intercâmbio de energia entre os subsistemas regionais. A capacidade de recebimento da região Sul a partir do Sudeste/Centro-Oeste deve crescer em torno de 20% até 2030. Já o intercâmbio entre o Sudeste/Centro-Oeste e as regiões Norte e Nordeste tem previsão de aumento de aproximadamente 25%, condicionado à entrada em operação de novas obras programadas para julho de 2030.
Ao todo, o PAR/PEL 2025 acompanha 480 empreendimentos classificados como prioritários para assegurar a operação do sistema elétrico no médio prazo. Entre os temas analisados, o ONS destaca a tendência de aumento do curtailment — o corte de geração — de fontes eólicas e solares, fenômeno que demanda maior compatibilização entre a expansão da oferta e a capacidade de absorção do sistema. O estudo também avalia os impactos crescentes da geração distribuída sobre a segurança da operação elétrica.
Utilizado como instrumento central de planejamento, o PAR/PEL permite ao ONS projetar o desempenho futuro do SIN em um horizonte de cinco anos, indicando as obras necessárias para atender à evolução da demanda, integrar novas usinas e manter níveis adequados de confiabilidade na operação do sistema elétrico nacional.

Linhas de transmissão conectadas a uma subestação de energia

Negócios

ONS prevê R$ 28 bilhões para reforçar sistema elétrico até 2030

(Reuters) - O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) enxerga uma situação "administrável" para operar o setor elétrico no momento, mas alerta para riscos crescentes de cortes de geração e perda de carga no sistema nos próximos anos, em meio à falta de recursos flexíveis, como usinas de rápido acionamento, para atender adequadamente o suprimento de energia.
Em evento nesta quinta-feira, o diretor de Planejamento do ONS, Alexandre Zucarato, ressaltou que a operação do sistema elétrico brasileiro está cada vez mais complexa em função da alta penetração das energias renováveis intermitentes, mas disse que o órgão consegue garantir o funcionamento do setor de forma "desotimizada", ou seja, operando apesar das ineficiências".
Zucarato enfatizou que há riscos cada vez maiores de cortes da ordem de vários gigawatts de geração e carga no Brasil, enquanto o governo avança lentamente na contratação de mais capacidade para o sistema elétrico.
"Minha equipe de planejamento já consegue enxergar o dia em que a gente vai ter que cortar geração, em escala de dezena de gigawatt de manhã, e cortar carga em escala de unidade de gigawatt na noite do mesmo dia. Independente do cenário hidrológico, se está chovendo, se está atrasado o período chuvoso", alertou o diretor de Planejamento do ONS, durante participação em evento da MegaWhat.
O sistema elétrico precisa operar com um equilíbrio entre geração e consumo de energia. Quando há desbalanços, para evitar problemas sistêmicos, o ONS precisa ou reduzir a geração, limitando a produção dos geradores, ou até mesmo cortar a carga, interrompendo o fornecimento de energia para unidades consumidoras.
Ele mencionou relatório do órgão que aponta uma probabilidade de 96% de que, em 2029, haja algum tipo de perda de carga por insuficiência de potência no sistema elétrico.
"É assustador você olhar que existe 96% de probabilidade de você perder carga por insuficiência de recursos, em todos os cenários... Era para você correr risco de 5% de ter problema, a gente está com 5% (de probabilidade) de dar certo."
Citando outro relatório, Zucarato apontou que, em um horizonte de cinco anos, haverá necessidade de cortes de geração em mais de 80% das horas diurnas, de 9h às 16h.
Ele ressaltou a importância da realização, pelo governo, do leilão para contratar mais capacidade para o setor elétrico. O certame, que já está atrasado, teve suas regras colocadas em consulta pública no mês passado.
Segundo o diretor do ONS, preocupa o fato de que ainda há muitos passos para o certame efetivamente se concretizar, enquanto a indústria já começa a sinalizar gargalos para entrega de equipamentos.
"A gente ainda tem que garantir que a consulta pública termine, que saia a portaria de diretrizes, a turma não resolva judicializar novamente a portaria de diretrizes porque não gostou do resultado da consulta pública, que o leilão aconteça, que não dê vazio, que a cadeia de suprimento consiga entregar..."
"Não tem mais espaço de hesitação. Estamos chegando muito perto de um ponto de não retorno que preocupa."
<h2>FALTA DE FLEXIBILIDADE</h2>
O diretor do ONS também observou que o grau de flexibilidade da matriz elétrica brasileira está "aquém do desejável", mas é possível operar "a custo de desotimização".
"Se cortar tudo que tem, bateu na inflexibilidade total, vai ter algum colapso, sobrecarga, vai apagar tudo? Não, abre o vertedouro (da hidrelétrica) e está tudo certo. A gente vai operar com os recursos que estiverem. O vertedouro não é pra ser operado como uma 'antitérmica', não é pra isso que ele foi feito, mas se o sistema for colapsar... Solução tem, mas a questão é, que eficiência tem essa solução?", afirmou Zucarato.
A falta de flexibilidade na matriz brasileira tem feito com o setor conviva com uma série de situações indesejáveis e que elevam os custos de operação. Por exemplo, térmicas que só são necessárias apenas no fim do dia, para compensar a saída da energia solar, são ligadas várias horas antes devido à sua rampa de operação, agravando os cortes de geração de outras fontes, como renováveis.
Zucarato disse que o ONS está mobilizando todos os recursos no atual período seco, com manobras operativas hidráulicas e aproveitando o "máximo possível" dos ativos existentes, o que tende a elevar os custos.
Uma das ações é o acionamento de grandes térmicas movidas a gás natural liquefeito (GNL) que tiveram regras flexibilizadas, já que contratualmente o despacho desses empreendimentos têm que ocorrer com 60 dias de antecedência.
"Em Porto Sergipe, estamos falando de 1.500 MW rodando na base, 24/7, durante algumas semanas nessa transição do período seco para o período chuvoso... Quando se pensou no modelo de contrato com 60 dias para viabilizar a entrada de GNL, anos atrás, não se tinha visibilidade à época do que a gente precisaria (hoje)".

Leonardo Sobreira

Economia

ONS aponta risco crescente de corte de carga e geração de energia no Brasil

SÃO PAULO (Reuters) - O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) projetou nesta sexta-feira uma queda maior para a carga de energia no Brasil em agosto, estimando agora recuo de 1,9% na comparação anual, para 75.841 megawatts médios, ante -1,6% previsto uma semana atrás.
Em boletim, o órgão também reduziu a previsão para nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas do Sudeste/Centro-Oeste, principal subsistema para armazenamento de energia. A estimativa é de que os lagos cheguem ao final do mês com 58,1% da capacidade, ante 58,8% projetados na semana anterior.
O ONS também fez ajustes de suas previsões para as chuvas que deverão chegar neste mês às hidrelétricas do Sudeste/Centro-Oeste (71% da média histórica, ante 70% esperados na semana passada), Sul (83%, ante 78%) e Nordeste (42%, ante 49%), enquanto manteve a previsão para o Norte em 71%.
(Por Letícia Fucuchima)

Leonardo Lucena

Geral

ONS vê queda maior da carga de energia elétrica no Brasil

Douglas Corrêa - Repórter da Agência Brasil
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em alinhamento com o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), solicitou a maximização da geração térmica e a prontidão das usinas. A finalidade é assegurar o fornecimento de energia para o Sistema Interligado Nacional (SIN) durante o período seco e a transição para o período úmido de 2025/2026.&nbsp;
A iniciativa faz parte das medidas operativas e recomendações do ONS para manter o suprimento de energia no segundo semestre de 2025, visando o pleno atendimento às demandas de carga e potência da sociedade brasileira.
O ONS é o órgão responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no SIN e o CMSE é o comitê responsável por monitorar o setor elétrico e propor medidas para garantir a segurança e a confiabilidade do fornecimento de energia.&nbsp;
<h2>Recomendações</h2>
Em junho, o ONS apresentou, durante reunião ordinária do CMSE, uma série de recomendações para manter o atendimento de potência no segundo semestre e iniciar a recuperação dos níveis de armazenamento na região Sul.
Entre as propostas para reforçar o atendimento de potência estão a utilização da capacidade de modulação das usinas hidrelétricas do rio São Francisco e da UHE Itaipue a maximização da disponibilidade da geração termelétrica.
O colegiado também decidiu manter o monitoramento do subsistema Sul, que teve os níveis dos reservatórios afetados por condições meteorológicas desfavoráveis nos últimos meses.&nbsp;
<blockquote>“Há uma perspectiva de elevação dos níveis dos reservatórios do Sul a partir de agosto, mas seguimos atentos à região. A questão do atendimento de potência no segundo semestre também se mantém como prioridade e propusemos diferentes ações que vão garantir o atendimento da demanda”, afirmou o diretor-geral do ONS, Marcio Rea.</blockquote>

Redação Brasil 247

ONS determina aumento do uso de térmicas para garantir energia

247 - Em meio à crescente pressão para viabilizar grandes empreendimentos de hidrogênio verde no Nordeste, o Operador Nacional do Sistema (ONS) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) articulam, em conjunto com o governo federal, alternativas emergenciais para ampliar o escoamento de energia na região. O objetivo é criar as condições mínimas para que esses projetos possam avançar para a decisão final de investimento já a partir de 2026.
Segundo técnicos envolvidos nas discussões ouvidos pela <a href="https://www1.folha.uol.com.br/mercado/2025/06/governo-vai-criar-espaco-na-rede-eletrica-para-viabilizar-projetos-de-hidrogenio-verde-em-curto-prazo.shtml">Folha de S. Paulo</a>, há expectativa de liberar ao menos 1 gigawatt (GW) de capacidade de transmissão entre o Ceará e o Piauí, estados que concentram os maiores empreendimentos de hidrogênio verde no país. No entanto, o cenário ainda é de forte restrição: em janeiro, o ONS negou diversos pedidos de acesso à rede elétrica por falta de infraestrutura, o que motivou recursos de grandes empresas do setor, como Solatio, Casa dos Ventos, Voltalia, Qair e Fortescue, rejeitados no mês passado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
A escassez de linhas de transmissão tem dificultado o aproveitamento da abundante geração renovável na região. O Nordeste frequentemente enfrenta excesso de produção de energia em determinados períodos do dia, sem capacidade de escoamento proporcional. Esse gargalo torna-se ainda mais crítico diante das demandas elevadas dos projetos de hidrogênio verde. Apenas o empreendimento da Solatio no Piauí prevê uma capacidade instalada de 3 GW — suficiente para abastecer cerca de 13 milhões de residências. No porto de Pecém (CE), a soma dos projetos ultrapassa 5 GW.
Apesar da magnitude dos investimentos, nem mesmo o ONS acredita que todos os projetos sairão do papel ou alcançarão sua potência total nos próximos anos. “Mesmo os que forem adiante não devem atingir capacidade máxima antes da década de 2030”, disse à reportagem um funcionário do ONS, sob condição de anonimato. Segundo ele, um dos entraves é a limitação do mercado global em fornecer os equipamentos necessários em tempo hábil.
Por isso, o operador tem adotado uma postura cautelosa, e deve propor ainda neste ano obras que viabilizem entre 1 GW e 1,8 GW adicionais até 2026 — volume bem abaixo da potência combinada dos projetos previstos para decisão final no mesmo período. Parte dessa capacidade já tem destino certo: os data centers da Casa dos Ventos, aprovados pelo ONS em 29 de fevereiro.
Mesmo diante do quadro restritivo, o setor acredita que a liberação de acesso parcial pode ser suficiente para permitir o avanço dos projetos. Um diretor de uma das empresas envolvidas explicou que a estratégia é obter autorizações menores agora e expandir conforme o aumento da infraestrutura. Ele ponderou que nem todas as empresas conseguirão acesso antes de 2028, ano previsto para o início da produção de parte dos projetos e também para a liberação dos créditos do Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (PHBC), sancionado no ano passado pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva.
Fernanda Delgado, presidente da Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde (ABIHV), destacou a importância de um parecer de acesso como pré-condição para obtenção de financiamento. “Todas as empresas que tomam decisão final de investimento agora em 2026 precisam de um parecer de acesso para poderem ir ao banco e ter seus financiamentos; sem conexão ninguém toma decisão final de investimento. Com isso, há um engendramento para a gente ter 1,8 GW que o ONS deve encontrar remapeando todo o processo, mais 4 GW que já foram aprovados pelo Ministério de Minas e Energia”, afirmou.
Ainda de acordo com a reportagem, a EPE prepara estudos técnicos para definir quais reforços estruturais são necessários para garantir o escoamento dos 4 GW adicionais. Esses estudos servirão de base para que a Aneel e o Ministério de Minas e Energia (MME) lancem leilões de transmissão, mas, dado o tempo entre a elaboração dos estudos e a execução das obras, é provável que as melhorias só fiquem prontas em 2031 — o que pode comprometer o cronograma das empresas.
Diante disso, o setor tenta convencer a EPE a antecipar a entrega do estudo para agosto. “Depois disso, fica muito tarde, porque aí você descasa dos anos do PHBC, que é de 2028 a 2032”, alertou Delgado. Entretanto, a antecipação encontra obstáculos, inclusive políticos. Governadores do Nordeste têm se mobilizado para incluir seus estados nos projetos de escoamento. Além do Ceará e do Piauí, há interesse do Rio Grande do Norte e de Pernambuco.
“Não vai dar para fazer um estudo considerando o Nordeste todo, então a gente está buscando identificar as áreas que devem ser consideradas de forma prioritária. Estamos pensando em fazer um estudo envolvendo a região de Pecém, e a região do Piauí é candidata”, afirmou Thiago Dourado, chefe de expansão de transmissão da EPE.
Outro ponto de tensão é o risco de que os projetos não se concretizem e que o custo das novas estruturas recaia sobre os consumidores. Esse temor é compartilhado dentro do próprio MME, onde há quem defenda que os investimentos sejam direcionados a estados com capacidade ociosa, como Maranhão e Sergipe. Mas a guerra fiscal entre os estados tem pesado na escolha dos locais.
Para tentar filtrar empreendimentos especulativos, a Aneel aprovou no fim de maio um novo mecanismo de garantias: os projetos que solicitarem e tiverem acesso à rede aprovado deverão pagar valores expressivos — cerca de R$ 40 milhões por GW na solicitação e até R$ 350 milhões na liberação do acesso.
A medida é bem recebida tanto pelos órgãos reguladores quanto pelas empresas. “Não ter garantia era um problema, porque tem muitos projetos que podem ser aventureiros e especulativos. Com a exigência de garantia, o projeto precisa ter um nível de maturidade maior para o cara poder fazer esse aporte”, explicou Dourado, da EPE.
Delgado também defende a iniciativa e ressalta que “a garantia mostra a saúde financeira do projeto e, para mais do que isso, ainda estamos sugerindo que a Aneel peça maturidade dos projetos, como licenciamento ambiental e área adquirida”, concluiu.

Paulo Emilio

Brasil Sustentável

Governo busca solução para viabilizar produção de hidrogênio verde no Nordeste

Reuters - O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) reduziu sua projeção para a carga de energia no Brasil em abril, estimando agora queda de 2,1% na comparação anual, para 79.919 megawatts (MW) médios.
Na semana passada, o órgão já havia reduzido sua projeção, passando a ver uma queda de 1,6% na comparação anual, em meio a temperaturas mais amenas, que reduzem a necessidade de uso de ar condicionado. Além disso, abril de 2025 registra mais feriados que impactam a atividade econômica.
Em boletim publicado nesta quinta-feira (17), o órgão também elevou ligeiramente a estimativa para os reservatórios de usinas hidrelétricas do Sudeste/Centro-Oeste, principal subsistema de armazenamento de energia, para 69,8% da capacidade ao final do mês, contra 69,4% estimados na semana passada.
O ONS fez ainda ajustes em suas previsões para as chuvas que devem chegar às hidrelétricas neste mês, que deverão ficar abaixo da média histórica em todo o país.
A expectativa atual é de afluências em 78% da média no Sudeste/Centro-Oeste (ante 74% da previsão passada), 66% no Sul (ante 56%), 31% no Nordeste (ante 27%) e 82% no Norte (ante 79%).

ONS projeta queda mais acentuada da carga de energia no Brasil

SÃO PAULO (Reuters) - O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou sua projeção de carga de energia no Brasil em abril, passando a estimar agora uma queda de 1,6% na comparação anual, a 80.336 megawatts médios, ante alta de 1,7% projetada há uma semana.
Não ficou imediatamente claro o que motivou a revisão da projeção pelo órgão.
Para o nível dos reservatórios de hidrelétricas do Sudeste/Centro-Oeste, subsistema que concentra a maior capacidade de armazenamento do país, o ONS estima 69,4% ao final deste mês, contra 68,5% esperados há uma semana.
Já as chuvas que deverão chegar às hidrelétricas ao longo de abril continuaram estimadas abaixo da média histórica, com 74% no Sudeste/Centro-Oeste (ante 69% da média na projeção anterior), 56% no Sul (ante 59% da média na projeção anterior), 27% no Nordeste (ante 26% da média na projeção anterior), e 79% no Norte (ante 81% da média na projeção anterior).
(Por Letícia Fucuchima)

ONS passa a ver queda de 1,6% da carga de energia no Brasil em abril

SÃO PAULO (Reuters) - O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) reduziu sua projeção para a carga de energia no Brasil em março, estimando agora um crescimento de 3,8% na base anual, para 86.637 megawatts médios, ante 4,2% previstos na semana anterior.
Em boletim divulgado nesta sexta-feira, o órgão também fez pequenos ajustes em suas previsões de chuvas que deverão chegar às hidrelétricas do país em março.
A expectativa é de afluências bem abaixo da média histórica no Sudeste/Centro-Oeste (58%, ante 56% na previsão anterior), Sul (47%, ante 45%) e Nordeste (25%, ante 24%), e praticamente na média no Norte (101%, ante 98%).
O ONS também estimou que os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste encerrarão o mês com 67,6% da capacidade, ante 67,5% previstos há uma semana.
(Por Letícia Fucuchima)

ONS reduz previsão de crescimento da carga de energia em março para 3,8%

(Reuters) - O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) reduziu sua previsão para a carga de energia no Brasil em fevereiro, ao mesmo tempo em que passou a projetar um menor nível para os principais reservatórios de hidrelétricas do país ao final do mês.
Em boletim divulgado nesta sexta-feira, o órgão estimou um crescimento de 3,3% para carga de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) ante fevereiro de 2024, para 86.063 megawatts médios (MWm), ante 3,7% previstos na semana anterior.
Já para os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste, o principal subsistema para armazenamento das hidrelétricas, o ONS estima uma capacidade de 72,2% ao final de fevereiro, dois pontos percentuais abaixo do previsto há uma semana.
O operador elétrico também fez leves revisões para baixo em suas projeções de chuvas que deverão chegar em fevereiro às hidrelétricas no Sudeste/Centro-Oeste (85% da média, ante 95% na semana anterior), Sul (75%, ante 80%) e Norte (107%, ante 110%), e elevou ligeiramente a expectativa para o Nordeste (88%, ante 86%).
(Por Letícia Fucuchima)

Linhas de transmissão de energia elétrica

ONS reduz previsões de carga de energia e para reservatórios do SE/CO em fevereiro

(Reuters) - Os testes técnicos para viabilizar o retorno da importação de energia elétrica da Venezuela não foram conclusivos e precisam de análises adicionais, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) nesta quinta-feira.
Os testes de 96 horas, necessários para liberar as operações, foram feitos de 13 a 17 de janeiro na linha de transmissão de energia Boa Vista - Santa Elena, que liga a Venezuela ao estado de Roraima.
O objetivo é avaliar as condições da instalação, que ficou anos parada desde que a importação de energia da Venezuela pelo Brasil foi interrompida em 2019, em meio a uma piora das relações bilaterais entre os países durante o governo Jair Bolsonaro.
“Ao longo da semana de 13 a 21/01/25 foram realizadas reuniões técnicas entre as equipes do ONS e da Corpoelec (estatal de energia da Venezuela), visando buscar maiores informações a respeito das situações operativas vivenciadas, bem como a adoção de medidas mitigatórias", disse o ONS, em comunicado.
"Contudo, há a necessidade da complementação de informações e análises para a efetiva conclusão da avaliação", acrescentou o órgão, que havia dito anteriormente que divulgaria nesta semana um parecer da operação em definitivo.
O ONS, que acompanhou os testes realizados pelos agentes da importação, disse que “adotou parâmetros específicos de qualidade de frequência e tensão em regime permanente, além de ter realizado a avaliação dinâmica das perturbações observadas".
O país voltou com os planos para retomar a importação de energia da Venezuela após o governo brasileiro ter aprovado, neste mês, uma proposta da comercializadora Bolt Energy para realizar a operação.
O ONS estima a possibilidade de importação de até 15 megawatts (MW) a um valor de 1.096,11 reais por megawatt-hora (MWh). Os cálculos do órgão apontam ainda uma economia de até 500 mil reais por dia com a possível importação, já que a energia venezuelana sairá mais barata do que geração térmica que supre o estado de Roraima.
Roraima é único estado que está fora do sistema interligado nacional. Com isso, depende de geração termelétrica local, com combustível subsidiado pela Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), um dos principais encargos cobrados na conta de luz, com custos bilionários.
(Por Rodrigo Viga Gaier)

Vista da hidrelétrica de Guri, que pode exportar energia da Venezuela ao Brasil - 26/02/2010

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