O atendimento energético no SIN e a operação da rede elétrica foram conduzidos em 2015 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

   

O ano de 2015, sob o ponto de vista climático, foi caracterizado logo em seu início pela ocorrência de uma anomalia positiva da pressão atmosférica na região Centro-Sul do país, que provocou um bloqueio da entrada de frentes frias e de sistemas de baixa pressão. Este fenômeno também conduziu a uma redução do transporte de umidade da Amazônia para a região Sudeste do Brasil e levou à não ocorrência de episódios da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS). Consequentemente, houve precipitações significativamente abaixo da média nas bacias hidrográficas localizadas nas regiões Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte, configurando-se uma situação desfavorável no período úmido em importantes bacias do SIN, como as dos rios Paranaíba, Grande, São Francisco e Tocantins.

   

A ocorrência do fenômeno El Niño, associado à elevação da temperatura da superfície do mar na região do Pacífico Equatorial, passou a ter uma forte influência no regime de chuvas no Brasil. Na região Sul, notadamente, houve episódios de altas precipitações, e, nos trechos mais ao norte das regiões Nordeste e Norte, ocorreu um quadro de anomalias negativas de precipitação. O evento El Niño que se iniciou durante o verão/outono de 2015, foi classificado como muito forte e está entre os três mais intensos da história, tendo atingido o seu pico em novembro de 2015.

   

Nesse contexto, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresentou afluências desfavoráveis no período úmido de 2015, em continuidade ao observado no ano de 2014, com apenas 74% da MLT, representando o oitavo pior período úmido do histórico. O período seco teve afluências em torno da média, com 109% da MLT, o que totalizou um valor anual de 89% da MLT. No subsistema Sul, as afluências foram muito favoráveis com 140% da MLT no ano. No subsistema Norte, o comportamento das afluências foi desfavorável, com 73% da MLT, especialmente em seu período chuvoso (71% MLT). No Nordeste, o ano foi muito crítico, com 38% da MLT, sendo classificado como o mais seco do histórico de 85 anos, ainda pior que 2014, que havia sido caracterizado como o pior do histórico naquele momento.

   

Em 2015, mais uma vez, ficou evidenciada a diversidade hidrológica dos subsistemas componentes do SIN. Caracterizou-se uma condição hidrológica de transição de crítica para média no subsistema Sudeste/Centro-Oeste; muito úmida no Sul, refletindo o início da atuação do evento El Niño; seca no Norte; e a mais crítica no Nordeste, constituindo-se, nesse subsistema, um novo período crítico plurianual, como mostrado na Tabela 1.

   

A Tabela 2 apresenta um resumo das condições das afluências nas bacias hidrográficas em 2015, mostrando também a diversidade hidrológica observada entre as principais do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Enquanto observaram-se condições críticas nas bacias do rio Grande, Paranaíba, Tietê, Paraíba do Sul, Paraná e Doce (pior do histórico), ocorreram afluências muito favoráveis nos rios Paranapanema e Madeira. Nessa tabela, as bacias dos rios Jacuí, Iguaçu e Uruguai, integrantes do subsistema Sul, mostraram um comportamento uniforme e muito favorável em 2015.

   

   

Como consequência dessas reduzidas afluências na maior parte das bacias do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, notadamente no período úmido, e nas bacias dos subsistemas Nordeste e Norte, os níveis de armazenamento dos reservatórios nesses três subsistemas manteve-se baixo, chegando ao fim do ano, no caso do Nordeste e do Norte, com valores inferiores aos registrados no ano anterior, conforme a Tabela 3.

    

   

As medidas operativas e de gerenciamento dos recursos hídricos adotadas em 2014, em razão da escassez hídrica observada nas principais bacias dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste naquele ano, foram mantidas diante da permanência de condições hidrológicas e de armazenamento desfavoráveis nestes subsistemas em 2015, sendo exigido 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 por Segurança Energética, 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 2015 a permanência da política operativa de flexibilização de algumas das principais restrições hidráulicas do SIN, resultantes 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;

• Armazenamento mínimo na usina hidrelétrica de Mascarenhas de Moraes (75% de seu volume útil) para captação de água e travessia de balsa no reservatório; e

• Regra especial de rebaixamento dos reservatórios das usinas de Jirau e Santo Antônio, que assegurou condições para não agravar as cheias a montante e a jusante das usinas, minimizando o risco de paralização das usinas.

  

A implementação destas medidas operativas, associada à evolução das condições hidroenergéticas do SIN ao longo do ano, bem como a expectativa de se atingir níveis de armazenamento da ordem de 30% nas regiões Sudeste/Centro Oeste, ao final de novembro de 2015, possibilitaram ao CMSE deliberar pelo desligamento das usinas térmicas com Custo Variável Unitário (CVU) acima de R$600/MWh, despachadas por Segurança Energética, a partir do dia 08 de agosto 2015, com uma redução de cerca de 2.000 MWmed de energia e consequente economia no custo mensal de operação das usinas térmicas.

   

   

A segurança operativa da rede elétrica

   

Os estudos realizados em 2015 avaliaram o desempenho elétrico do SIN entre janeiro/16 e abril/17. Eles mostram a evolução da capacidade das interligações regionais, com a entrada em operação de 22 novos circuitos em 500 kV, totalizando 6.300 km de linhas associadas à usina de Belo Monte, às interligações Norte/Nordeste e Nordeste/Sudeste, e à malha de 500 e 440 kV de escoamento das usinas do Rio Madeira. Foram avaliadas as melhores alternativas de antecipação de reforços para contornar um possível atraso da entrada em operação da linha de transmissão Araraquara 2 - Taubaté. Além disso, foram avaliadas: a conexão de seis unidade geradoras adicionais na usina de Santo Antônio, a integração através de conexão provisória e na configuração planejada das usinas do rio Teles Pires, e a evolução dos sistemas de atendimento à Manaus e Macapá.

   

Outros pontos merecem destaque, como a integração de fontes eólicas e a necessidade de geração térmica decorrente de restrições na transmissão e o atendimento às áreas elétricas do SIN, que resultou em uma proposta com as soluções operativas, além da identificação de um conjunto de obras de extrema relevância que eliminam restrições de geração ou de atendimento às cargas. Dentre essas, destaca-se a recomendação para a antecipação para o final do segundo semestre de 2017 do 1º Bipolo de corrente contínua de Belo Monte, atualmente previsto para fevereiro de 2018, de forma a aumentar a capacidade de escoamento da energia gerada nas regiões Norte e Nordeste.

   

A crescente participação da geração eólica na matriz de energia elétrica brasileira, traduzida pela implantação de cerca de 800 MW de parques na região Sul e 7.000 MW no Nordeste, totalizando cerca de 15.000 MW instalados em abril de 2017, demanda soluções estruturais robustas na Rede Básica para viabilizar o escoamento de toda essa produção. Além disso, deve ser aprimorada a previsão de geração eólica associada aos processos de programação e despacho. A variabilidade e imprevisibilidade intrínsecas da produção eólica em função do regime de ventos trazem desafios importantes para a operação do sistema.

   

Ao longo de 2015, 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 possibilitar a prática de elevados valores de recebimento pela região Sudeste provenientes simultaneamente das usinas de Itaipu, da região Sul e das regiões Norte e Nordeste, e ainda explorar a plena capacidade instalada nas usinas de Santo Antônio e Jirau, através da utilização do bipolo de corrente contínua que escoa a potência dessas usinas do rio Madeira, associada com a operação de várias usinas hidrelétricas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste com número reduzido de máquinas, visando não agravar ainda mais a condição energética deste subsistema.