Horizonte de Médio Prazo

O processo de planejamento da operação energética, no contexto do ciclo anual de planejamento da operação, resulta em dois produtos básicos. O Plano Anual da Operação Energética (PEN), cujo horizonte compreende o período de maio do ano em curso (final da estação chuvosa) a dezembro do quinto ano à frente, foi emitido pelo ONS em julho/2011, no relatório intitulado Plano Anual da Operação Energética – PEN 2011. O segundo produto corresponde ao cálculo, a cada mês, das funções de custo futuro, com a utilização do modelo de otimização de médio prazo Newave. Este trabalho permite o acoplamento das estratégias de operação de médio prazo com o modelo de curto prazo Decomp, que produz as políticas da operação energética de cada semana do mês em curso, no Programa Mensal de Operação.

O PEN 2011 sinaliza uma situação bastante favorável de atendimento energético ao mercado dos próximos cinco anos, conforme já havia sido detectado no ciclo anual de planejamento anterior.

A análise das condições de atendimento à carga com base na avaliação probabilística dos riscos de déficit de energia indica a adequação ao critério de suprimento estabelecido pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), na medida em que os riscos de déficit são bem inferiores a 5% em todos os subsistemas no horizonte 2011-2015, apresentando valores nulos na região Nordeste.

Esse resultado decorre, principalmente, do crescimento da oferta de energia nova agregada pelos leilões de geração e de linhas de transmissão. No período de maio de 2011 a dezembro de 2015, está prevista a entrada em operação de 243 novas usinas, das quais 19 hidroelétricas, 69 termoelétricas, 141 usinas eólicas e 14 pequenas centrais hidroelétricas, além de usinas remanescentes do PROINFA e outras pequenas centrais autorizadas pela ANEEL.

Em relação à participação das diferentes fontes de energia, a matriz de energia elétrica brasileira passará nos próximos cinco anos por uma sensível transformação. A energia termoelétrica aumentará dos atuais 16.897 MW (15,6%) para 27.305 MW (19,8%). A energia eólica terá um crescimento de 535%, aumentando dos atuais 826 MW (0,8%) para 5.248 MW (3,8%). A energia produzida a partir de biomassa terá um aumento de 59%, passando de 4.577 MW (4,2%) para 7.272 MW (5,3%).

A evolução dessa matriz, com a manutenção da atual tendência de expansão da hidroeletricidade com baixa ou nenhuma regularização plurianual, faz com que as termoelétricas flexíveis ou de baixa inflexibilidade, com custos de operação moderados e com baixo grau de incerteza no suprimento de combustível – gás natural, gás natural liquefeito e carvão –, passem a ter um papel fundamental na seleção dos projetos a serem ofertados nos próximos leilões de energia nova. Da mesma forma, pequenas centrais e as fontes alternativas de geração complementar durante o período seco, como eólicas e biomassa, também passam a desempenhar papel importante na segurança operativa do SIN, na medida em que funcionam como “reservatórios virtuais”, complementando a geração hidráulica nos períodos secos de cada ano.

Também merece destaque a análise do atendimento da demanda máxima, em que o balanço estático de ponta indica que a capacidade líquida disponível prevista no horizonte do PEN 2011 é sempre superior à demanda projetada. Entretanto, a tendência é de que seja cada vez mais necessário o despacho de geração térmica no horário de ponta acima das inflexibilidades declaradas pelos agentes proprietários, dependendo da severidade das perdas de ponta por deplecionamento dos reservatórios e/ou das restrições internas na malha de transmissão.

A necessidade de despacho térmico adicional poderá ser reduzida caso ocorra disponibilidade de geração eólica superior à considerada de forma conservadora no balanço de ponta (fator de capacidade de 30%), bem como por maior disponibilidade de geração hidroelétrica, associada a armazenamentos mais elevados nos reservatórios do SIN, o que reduz as perdas por deplecionamento. Esses níveis de armazenamento mais elevados podem resultar tanto de afluências mais favoráveis quanto das políticas de segurança operativa, através da aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo (POCP). Além desses recursos, a geração hidroelétrica de ponta também pode ser aumentada pela implantação de novas unidades geradoras em poços provisionados em algumas usinas hidroelétricas existentes (em torno de 5 GW, segundo inventário da ABRAGE).

As principais recomendações do PEN 2011 são listadas a seguir:

• Os resultados das avaliações energéticas indicam ser necessário desenvolver estudos de viabilidade econômica de ampliação da capacidade das interligações Norte-Sul e Sul-SE/CO;
• Os estudos de planejamento da expansão da oferta devem passar a levar em conta as necessidades para o atendimento à demanda máxima do SIN, para que o dimensionamento da capacidade instalada para este atendimento seja o mais econômico possível;
• Nesse sentido, o MME e a ANEEL devem avaliar a criação de mecanismos regulatórios que estimulem a instalação de potência hidráulica no SIN, seja pela motorização dos poços existentes em usinas em operação, seja pela repotenciação de usinas existentes, ou mediante a possibilidade de contratação de potência e/ou encargos de capacidade;
• Deve ser avaliada pelo MME a viabilidade da realização de leilões de energia por fonte e região.

Horizonte de Curto Prazo

Em 2011, o período de janeiro a abril foi caracterizado por afluências elevadas nas regiões Sudeste/Centro Oeste, alcançando 128% da média histórica do mês (MLT), Norte, com 113% da MLT, e Sul, com 203% da MLT. No Nordeste, as afluências foram abaixo da média, atingindo 86% da MLT. Esse cenário hidrológico favorável permitiu que, ao final do mês de abril, o nível de armazenamento da região SE/CO atingisse 88% de sua energia armazenada máxima e, mesmo com afluências abaixo da média, fosse possível à região Nordeste atingir cerca de 90% do máximo, em função da transferência dos excedentes energéticos do SIN para esta região.

A situação hidrometeorológica favorável no SE/CO tornou necessária a operação integrada de controle de cheias nos reservatórios das bacias dos rios Grande, Paranaíba, Tietê e Paraná. Coordenada pelo ONS, esta operação possibilitou amortecer o pico de cheia natural, de cerca de 24.500 m³/s, reduzindo-o para valores próximos a 16.000 m³/s junto à usina de Jupiá.

Nos demais meses do ano, as regiões SE/CO, Norte e Sul permaneceram com um quadro hidrológico favorável, com afluências acima da média, representando 112%, 114% e 145% das respectivas médias históricas. Na região Nordeste, foram observadas afluências abaixo da média, atingindo 82% da MLT.

Em função do cenário de afluências elevadas, a aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo em 2011 não identificou a necessidade de despacho térmico complementar no SIN para garantir que os níveis-meta estabelecidos para as regiões SE/CO e Nordeste no final de novembro, correspondendo a 42% e 25% das respectivas capacidades máximas de armazenamento, fossem atingidos. A operação otimizada do sistema hidrotérmico ao longo do ano possibilitou chegar ao final da estação seca, em novembro, com 57% da energia armazenada na região SE/CO e com 46% no Nordeste.

Em 2011, o Operador iniciou a emissão semanal do Relatório Executivo do PMO, que publica as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, bem como uma visão futura do atendimento, com horizonte anual. Esse documento oferece aos agentes pleno acesso aos principais dados e resultados do PMO, possibilitando-lhes efetuar suas próprias análises de sensibilidade para a definição de suas estratégias de atuação no SIN.

A integração energética com os sistemas elétricos do Uruguai e da Argentina foi realizada com a exportação de 2.547 GWh de energia para estes países, empregando geração térmica não utilizada para atender aos requisitos do SIN.