O atendimento energético no SIN e a operação da rede elétrica foram conduzidos em 2014 conforme os critérios de segurança e economicidade dos Procedimentos de Rede e, em situações específicas, de acordo com as diretrizes do CMSE e da ANEEL.
A garantia do atendimento energético
Considerando o SIN como um todo, 2014 foi um ano abaixo da média histórica, com energias afluentes da ordem de 81% MLT. Analisando os subsistemas separadamente, pode ser notado que o Sul e o Norte apresentaram afluências mais elevadas, da ordem de 144% e 100% das respectivas médias históricas, com valores mais reduzidos nas outras regiões.
Na região Sudeste/Centro-Oeste, o período chuvoso ao final de 2013 teve início regular, em função de uma condição de neutralidade da temperatura da superfície do mar no Oceano Pacífico Equatorial. No entanto, nos meses de janeiro e fevereiro de 2014, a atuação de um sistema de alta pressão inibiu o avanço das frentes frias em direção à região e a configuração das Zonas de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS), contribuindo para a ocorrência de precipitação abaixo da média. Em março e abril, os sistemas meteorológicos passaram a atuar com maior regularidade nessa região, porém a precipitação continuou inferior à média. Desse modo, a região Sudeste/Centro-Oeste fechou o ano com afluências da ordem de 68% MLT, classificando-o como o sexto pior ano do histórico 1931-2014.
No Nordeste, praticamente durante todo o ano prevaleceu um quadro de condições hidrológicas desfavoráveis – 41% MLT nos meses do período chuvoso e 44% MLT nos meses do período seco. A energia afluente anual situou-se em 45% MLT, classificando o ano de 2014 como o pior ano do histórico 1931-2014.
A Tabela 1 apresenta um resumo das condições das afluências em 2014, mostrando que estas foram piores exatamente nos subsistemas onde há reservatórios com maior capacidade de armazenamento de energia.
Além de ser caracterizado como um ano de baixas afluências especialmente nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, 2014 foi um ano extremamente adverso para algumas bacias hidrográficas onde estão localizados os reservatórios com maior capacidade de regularização do SIN, como mostrado na Tabela 2.
Em função destas reduzidas afluências, os níveis de armazenamento dos reservatórios dos subsistemas sofreram significativas reduções em 2014, chegando ao fim do ano com valores inferiores aos registrados no ano anterior, conforme a Tabela 3.
Essa delicada conjugação de baixas afluências e níveis de armazenamento reduzidos nos principais reservatórios do SIN exigiu do ONS, na elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas revisões semanais, o cuidadoso gerenciamento dos recursos hidroenergéticos disponíveis. Dentre as medidas operativas implantadas com este fim, destacam-se a preservação dos armazenamentos dos reservatórios de cabeceira das principais bacias hidrográficas, o despacho pleno da disponibilidade das usinas termelétricas e o uso da capacidade de transmissão de energia para realizar transferências das regiões com maiores disponibilidades energéticas, Norte e Sul, para aquelas em piores condições, Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste.
Além disso, teve grande importância para a garantia do atendimento eletroenergético em 2014 a flexibilização de algumas das principais restrições hidráulicas do SIN, que resultou da articulação e trabalho conjunto entre o ONS, as agências reguladoras ANA e ANEEL, o IBAMA, o MME, o MMA, os comitês de bacias e os agentes setoriais, para compatibilizar os requisitos energéticos com aqueles associados aos usos múltiplos da água, com destaque para:
- Níveis mínimos de navegação da Hidrovia Tietê/Paraná até o trecho a jusante da usina de Nova Avanhandava;
- Defluência mínima das usinas de Três Marias, Sobradinho, Xingó, Jupiá, Porto Primavera, Caconde e da barragem de Santa Cecília;
- Geração mínima de unidades geradoras das usinas hidrelétricas durante os períodos de carga leve;
- Operação da usina de Itaipu como reservatório de regularização, entre a cota máxima de 220,40 m e a mínima de 216,00 m; e
- Armazenamento mínimo na usina hidrelétrica de Mascarenhas de Moraes (75% de seu volume útil) para captação de água e travessia de balsa no reservatório.
A segurança operativa da rede elétrica
O ONS identificou as medidas operativas necessárias para atender aos padrões e critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, de forma a compatibilizar as restrições elétricas e o atendimento à carga com as políticas energéticas, visando assim ao menor custo da operação e à máxima segurança operativa.
Nos estudos de 2014, destacaram-se a busca de alternativas para atendimento à região oeste do Pará, conhecida como Tramo Oeste, à região de Rondonópolis no Mato Grosso, à região de Manaus, bem como a utilização de medidas operativas como a operação com a interligação Sudeste/Nordeste aberta e a necessidade de revisão dos limites para operação em alerta de tempo severo no sistema de transmissão de 765 kV que escoa a geração de Itaipu para a região SE/CO. Foram apresentadas alternativas conjunturais para proporcionar maior segurança e confiabilidade ao sistema de suprimento ao Tramo Oeste e a Manaus, até a entrada das respectivas soluções estruturais ainda não licitadas.
Ao longo do ano, o ONS desenvolveu estudos e implantou medidas conjunturais que possibilitaram operar a rede elétrica em conformidade com os critérios de continuidade, confiabilidade e qualidade de suprimento estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Foram estabelecidas várias diretrizes no sentido de elevar os valores de recebimento pela Região Sudeste, associado com a operação de várias usinas hidrelétricas da Região Sudeste e Centro-Oeste com número reduzido de máquinas, com vistas a não agravar ainda mais a condição energética deste subsistema.