Miembros del Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE) de Brasil discutieron estrategias para mitigar los impactos del corte en la generación de energía renovable en la región Nordeste durante la 303ª reunión del comité realizada este miércoles (03/12) en la sede del Ministerio de Minas y Energía (MME).

Los cortes en la generación renovable pueden ocurrir por razones eléctricas, de confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y sus áreas eléctricas o por consumo insuficiente para hacer frente a la generación instantánea.

El consejo decidió reconocer el carácter estratégico de tres compensadores síncronos (equipos que aumentan la confiabilidad del suministro de energía) en subestaciones del Estado de Rio Grande do Norte.

La medida fue indicada por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada al MME, y está incluida en el Plan de Concesiones de Transmisión de Energía Eléctrica (POTEE) 2024, en su 4ª Edición. Se espera que los equipos sean licitados en el segundo semestre de 2025 y, posteriormente, contarán con un seguimiento diferenciado de su implementación con el objetivo de agilizar la operación comercial.

En la reunión, se informó que, el próximo jueves (13/03), se realizará la primera reunión del Grupo de Trabajo del CMSE para coordinar acciones, realizar diagnóstico, evaluar y proponer medidas de planificación, regulatorias y operativas para mitigar los cortes en la generación renovable. El grupo fue creado en la última reunión del comité el 6 de marzo.

También se informó que el 31/03 se realizará una reunión técnica del CMSE para discutir la gobernanza del nivel de aversión al riesgo de los modelos computacionales, tal como se aborda en la Resolución CNPE nº 1/2024. El comité definirá y publicará próximamente criterios generales, procedimientos y plazos para el desarrollo de las actividades relacionadas con la materia, que serán de aplicación ordinaria, salvaguardando la previsibilidad establecida en la citada Resolución.

Información técnica: 

Condiciones Hidrometeorológicas: En febrero, a partir de la segunda semana, las precipitaciones disminuyeron en las cuencas de las regiones Sudeste/Centro-Oeste y Nordeste, siendo el acumulado mensual inferior al promedio histórico en dichas regiones. En el Sur, se registró el menor volumen acumulado desde el inicio de la temporada de lluvias. Los mayores totales de precipitación se restringieron a las cuencas hidrográficas de la región Norte, con valores superiores a la media histórica ocurriendo en los tramos medio y bajo del Xingu.

En relación a la Energía del Influente Natural (ENA), durante febrero se verificaron valores inferiores a la media histórica en los subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sur y Nordeste, para los cuales se verificaron 84%, 85% y 87% del Promedio de Largo Plazo (MLT), respectivamente. Sólo en el Norte las condiciones hidroeléctricas fueron más favorables, registrándose un 113% de MLT.

En marzo, considerando el escenario más positivo, las previsiones son: 73%, 166%, 29% y 95% de MLT, en ese orden, para el Sudeste/Centro-Oeste, Sur, Nordeste y Norte. Para el SIN, los resultados indican condiciones de afluencia del 78% del MLT, el 13º nivel más bajo en 95 años de historia.

Aún en marzo, según el escenario menos favorable, la indicación es de una ENA por debajo de la media histórica para todos los subsistemas. El pronóstico para el Sureste/Centro-Oeste, Sur, Noreste y Norte es de 61%, 46%, 27% y 98% del MLT, respectivamente. Para el SIN, el estudio indica condiciones para un ingreso previsto de 65% del MLT, el tercer valor más bajo para el mes en 95 años de historia.

Energía Almacenada: En febrero se verificaron almacenamientos equivalentes en torno al 69%, 54%, 80% y 93% en las regiones Sudeste/Centro-Oeste, Sur, Nordeste y Norte, respectivamente. En SIN, el almacenamiento fue aproximadamente del 71%.

Para el último día de marzo, la expectativa es de 71,3%, 43,9%, 80,8% y 96,4% de EARmáx, considerando el escenario menor para los subsistemas Sureste/Centro-Oeste, Sur, Noreste y Norte, respectivamente. En el escenario superior, se prevé un 75,1%, 81,3%, 81,8% y 96,0% de EARmax, considerando el mismo orden. En el SIN, los resultados deberían ser 72,4% de EARmax, para el menos favorable y 77,8% para el más favorable.

Ampliación de Generación y Transmisión: la ampliación verificada en febrero de 2025 fue de 165 MW de capacidad instalada de generación eléctrica centralizada y 320 MVA de capacidad de transformación. Así, en el año 2025, hasta febrero, la ampliación totalizó 1.526 MW de capacidad instalada de generación centralizada, 108 km de líneas de transmisión y 1.080 Megavoltamperios (MVA) de capacidad de transformación.

El CMSE, en el ámbito de su competencia legal, continuará monitoreando permanentemente las condiciones de suministro y servicio al mercado eléctrico del país, adoptando medidas para garantizar el suministro de energía eléctrica. Las decisiones finales sobre la reunión del CMSE de hoy se consolidarán en actas debidamente aprobadas por todos los participantes de la junta y se publicarán de acuerdo con las reglas.

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