(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

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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

Linhas de transmissão conectadas a uma subestação de energia

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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

América Latina

Testes para importação de energia da Venezuela foram inconclusivos, aponta ONS

SÃO PAULO E RIO DE JANEIRO (Reuters) - O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estimou nesta sexta-feira que os reservatórios de hidrelétricas do Sudeste/Centro-Oeste, principal subsistema para armazenamento das usinas, deverão alcançar 51,2% ao final de dezembro, um aumento de mais de 4 pontos percentuais em relação ao previsto na semana passada.
A melhora decorre de chuvas mais favoráveis previstas para o mês, devendo superar a média histórica na região. A previsão de energia natural afluente para o Sudeste/Centro-Oeste passou para 107% da média, ante 90% estimados há uma semana.
As chuvas deverão ser abundantes também no Sul, chegando a 212% da média histórica em dezembro, ante projeção de 124% no boletim da semana passada.
O ONS projetou ainda chuvas em 61% da média no Nordeste (ante 51% na semana anterior) e em 92% no Norte (ante 82%), enquanto para a carga de energia no país a estimativa é de alta de 0,9% ante dezembro de 2023, a 81.117 megawatts médios.
Diante da recente melhora das condições hidrológicas, em meses importantes para o balanço de todo o período úmido, o Brasil deve ter um "verão sem surpresas" para o setor elétrico, afirmou na véspera o diretor-geral do ONS, Marcio Rea.
Em conversa com jornalistas, Rea disse que, conforme os modelos do ONS, o nível dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste ao final do período úmido pode oscilar de 88%, no cenário mais otimista, a 41% no mais pessimista.
"Vamos ver como vem o período úmido, mas o cenário garante a passagem pelo verão sem surpresas."
Apesar do diagnóstico positivo, a capacidade de armazenamento das hidrelétricas deixou de ser um fator decisivo para o conforto da operação do sistema elétrico brasileiro, devido às mudanças de composição de fontes da matriz.
Com o crescimento acelerado da energia solar nos últimos anos, o ONS passou a ter maior dificuldade de atender a carga nos horários de ponta -- especialmente no fim da tarde, quando as solares deixam de gerar --, e vem demandando maior potência do parque gerador.
Nesse sentido, o ONS defende que o governo avance com leilões para a contratação de mais capacidade para o sistema elétrico, tanto de usinas quanto de sistemas de armazenamento, como baterias.
Na véspera, Rea avaliou que o Brasil deveria realizar leilões anuais para contratação de baterias para atender a demanda de ponta já a partir de 2025, começando com capacidade inicial de 500 MW.
Segundo Rea, os estudos do Ministério de Minas e Energia para um primeiro certame do tipo devem ser concluídos no começo de 2025, e a perspectiva é de que o edital possa ser divulgado ainda no primeiro trimestre do próximo ano.
O ONS também aguarda com expectativa a realização do leilão de reserva de capacidade de energia, que foi prometido para este ano pelo Ministério de Minas e Energia, mas acabou não saindo do papel.
A proposta da licitação é contratar mais usinas capazes de fornecer potência, a exemplo de termelétricas e hidrelétricas, para entrarem em operação a partir de 2027.
O ONS já havia dito anteriormente que identificava "déficit relevante" de potência para o futuro, sendo necessárias contratações na casa dos 3 gigawatts (GW) por ano para garantir mais conforto e tranquilidade na operação do setor elétrico.

ONS vê reservatórios de hidrelétricas do SE/CO acima de 50% em dezembro

Brasil

(Reuters) - A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) mudou nesta quarta-feira a bandeira tarifária para o mês de setembro, reduzindo os valores adicionais que serão cobrados na conta de luz, depois de uma correção de dados técnicos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
A bandeira tarifária acionada para setembro passou a ser vermelha 1, com uma cobrança de 4,463 reais a cada 100 quilowatts-hora (kWh), ante a bandeira vermelha 2 que havia sido anunciada na sexta-feira passada.
A correção ocorre após o ONS ter identificado um erro em seu Programa Mensal de Operação (PMO) que impactou o preço de liquidação das diferenças (PLD), um dos principais parâmetros de definição da bandeira tarifária. Segundo o ONS, houve uma "inconsistência" em dados sobre despacho inflexível da usina termelétrica Santa Cruz em um de seus modelos de operação.
Em nota, a Aneel afirmou ainda que a diretoria da autarquia definiu que serão instaurados processos de fiscalização para auditar os procedimentos dos agentes envolvidos na definição da PMO e cálculo das bandeiras.

Aneel muda bandeira tarifária para setembro após correção de dados pelo ONS

RIO DE JANEIRO (Reuters) - Os Estados do Acre e de Rondônia sofreram com interrupção de carga de energia nesta quinta-feira, após o bloqueio de alguns ativos do sistema de transmissão, e a recomposição do sistema está em andamento, informou em nota o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
O órgão detalhou que às 16h47 houve interrupção de cerca de 180 MW de carga no Acre e de 800 MW em Rondônia, diante de uma perda do sistema de transmissão em corrente contínua do Complexo Madeira, além do sistema de transmissão em 230 kV que interliga Acre e Rondônia ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
"A recomposição do sistema teve início às 17h10, através da energização do sistema de interligação em 230 kV entre as subestações de Pimenta Bueno e Ji-Paraná", disse o ONS.
O processo de recomposição segue em andamento, já tendo sido recomposto 50 MW de cargas até às 18h01, informou.
O ONS destacou ainda que aguarda informações dos agentes para analisar a causa. "As equipes do ONS e dos agentes estão dedicadas para a retomada do serviço à sociedade com segurança, no menor tempo possível", acrescentou.
Também em nota, o Ministério de Minas e Energia afirmou que o ministro Alexandre Silveira determinou a abertura imediata de sala de situação, com participação do ONS, da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e do corpo técnico da pasta, para garantir celeridade à recomposição do sistema e acompanhar as demais tratativas sobre a ocorrência.
"A previsão é que todo o serviço seja restabelecido nas próximas horas", disse o ministério.
A pasta disse ainda que as condições de atendimento do sistema elétrico brasileiro permanecem confiáveis em todo território nacional.
(Por Marta Nogueira e Rodrigo Viga Gaier)

Linhas de transmissão de energia da hidrelétrica de Guri, na Venezuela

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