Horizonte a Medio Plazo

El proceso de planificación de la operación energética, en el contexto del ciclo anual de planificación de la operación, resulta en dos productos básicos. El Plan Anual de la Operación Energética (PEN), cuyo horizonte comprende el período de mayo del año en curso (final de la estación lluviosa) a diciembre del quinto año en adelante, fue emitido por el ONS en julio/2011, en el informe intitulado Plan Anual de la Operación Energética – PEN 2011. El segundo producto corresponde al cálculo, a cada mes, de las funciones de costo futuro, con la utilización del modelo de optimización de medio plazo Newave. Este trabajo permite la unión de las estrategias de operación de medio plazo con el modelo de corto plazo Decomp, que produce las políticas de la operación energética de cada semana del mes en curso, en el Programa Mensual de Operación.

El PEN 2011 señala una situación bastante favorable de atendimiento energético al mercado de los próximos cinco años, conforme ya se había detectado en el ciclo anual de planificación anterior.

El análisis de las condiciones de atendimiento a la carga, en base a la evaluación probabilística de los riesgos de déficit de energía , indica la adecuación al criterio de suministro establecido por el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE), a medida que los riesgos de déficit son inferiores al 5% en todos los subsistemas en el horizonte 2011-2015, presentando valores nulos en la región Nordeste.

Ese resultado resulta, principalmente, del crecimiento de la oferta de energía nueva agregada por las subastas de generación y de líneas de transmisión. En el período de mayo de 2011 a diciembre de 2015, está prevista la entrada en operación de 243 nuevas plantas, de las cuales 19 hidroeléctricas, 69 termoeléctricas, 141 plantas eólicas y 14 pequeñas centrales hidroeléctricas, además de plantas remanentes del PROINFA y otras pequeñas centrales autorizadas por la ANEEL.

En relación con la participación de las diferentes fuentes de energía, la matriz de energía eléctrica brasileña pasará los próximos cinco años por una sensible transformación. La energía termoeléctrica aumentará de los actuales 16.897 MW (15,6%) para 27.305 MW (19,8%). La energía eólica tendrá un crecimiento del 535%, aumentando de los actuales 826 MW (0,8%) para 5.248 MW (3,8%). La energía producida a partir de biomasa tendrá un aumento del 59%, pasando de 4.577 MW (4,2%) para 7.272 MW (5,3%).

La evolución de esa matriz, con la manutención de la actual tendencia de expansión de la hidroelectricidad con baja o ninguna regularización plurianual, hace que las termoeléctricas flexibles o de baja inflexibilidad, con costos de operación moderados y con bajo grado de incertidumbre en el suministro de combustible – gas natural, gas natural licuado y carbón –, pasen  a tener un papel fundamental en la selección de los proyectos ofertados en las próximas subastas de energía nueva. De la misma forma, pequeñas centrales y las fuentes alternativas de generación complementaria durante el período seco, como eólicas y biomasa, también pasan a desempeñar papel importante en la seguridad operativa del SIN, a medida que funcionan como “embalses virtuales”, complementando la generación hidráulica en los períodos secos de cada año.

También merece relieve el análisis del atendimiento de la demanda máxima, en que el balance estático de punta, indica que la capacidad líquida disponible prevista en el horizonte del PEN 2011 es siempre superior a la demanda proyectada. Sin embargo, la tendencia es  de que sea cada vez más necesario el despacho de generación térmica en el horario punta, por encima de las inflexibilidades declaradas por los agentes propietarios, dependiendo de la severidad de las pérdidas de punta por depleción de los reservorios y/o de las restricciones internas en la red de transmisión.

La necesidad de despacho térmico adicional podrá reducirse en el caso de que ocurra disponibilidad de generación eólica superior a la considerada de forma conservadora en el balance de punta (factor de capacidad del 30%), así como por mayor disponibilidad de generación hidroeléctrica, asociada a almacenamientos más elevados en los reservorios del SIN, lo que reduce las pérdidas por depleción. Esos niveles de almacenamiento más elevados pueden resultar tanto de afluencias más favorables como de las políticas de seguridad operativa, a través de la aplicación de los Procedimientos Operativos de Corto Plazo (POCP). Además de esos recursos, la generación hidroeléctrica de punta también puede ser aumentada por la implantación de nuevas unidades generadoras en locales ya construidos de algunas plantas hidroeléctricas existentes (alrededor de 5 GW, según inventario de la ABRAGE).

Las principales recomendaciones del PEN 2011 están relacionadas a seguir:

• Los resultados de las evaluaciones energéticas indican que es necesario desarrollar estudios de viabilidad económica de ampliación de la capacidad de las interconexiones Norte-Sur y Sur-SE/CO;
• Los estudios de planificación de la expansión de la oferta deben tener en cuenta las necesidades para el atendimiento a la demanda máxima del SIN, para que el dimensionamiento de la capacidad instalada para este atendimiento sea el más económico posible;
• En ese sentido, el MME y la ANEEL deben evaluar la creación de mecanismos regulatorios que estimulen la instalación de potencia hidráulica en el SIN, sea por la motorización de construcciones existentes en plantas en operación, sea por la repotenciación de plantas existentes, o mediante la posibilidad de contratación de potencia y/o cargos de capacidad;
• Debe ser evaluada por el MME la viabilidad de las realizaciones de subastas de energía por fuente y región.

Horizonte a Corto Plazo

En 2011, el período de enero a abril fue caracterizado por afluencias elevadas en las regiones Sudeste/Centro Oeste, alcanzando el 128% del promedio histórico del mes (MLT), Norte, con el 113% de la MLT, y Sur, con el 203% de la MLT. En Nordeste, las afluencias fueron por debajo del promedio, alcanzando el 86% de la MLT. Ese escenario hidrológico favorable permitió que, al final del mes de abril, el nivel de almacenamiento de la región SE/CO alcanzara  el 88% de su energía almacenada máxima y, aunque hubiera  afluencias por debajo del promedio, fuera posible a la región Nordeste alcanzar cerca del 90% del máximo, en virtud de la transferencia de los excedentes energéticos del SIN para esta región.

Debido a la  situación hidrometeorológica favorable en el SE/CO se tornó necesaria la operación integrada de control de crecidas en los embalses de las cuencas de los ríos Grande, Paranaíba, Tietê y Paraná. Coordinada por el ONS, esta operación  posibilitó amortiguar el pico de crecida natural, de cerca de 24.500 m³/s, reduciéndolo para valores próximos a 16.000 m³/s junto a la planta de Jupiá.

En los demás meses del año, las regiones SE/CO, Norte y Sur permanecieron con un cuadro hidrológico favorable, con afluencias arriba del promedio, representando el 112%, 114% y 145% de las respectivos promedios históricos. En la región Nordeste, se observaron afluencias por debajo del promedio, alcanzando el 82% de la MLT.

En virtud del escenario de afluencias elevadas, la aplicación de los Procedimientos Operativos de Corto Plazo en 2011 no identificó la necesidad de despacho térmico complementar en el SIN para garantizar que los niveles-meta establecidos para las regiones SE/CO y Nordeste al final de noviembre, correspondiendo al 42% y 25% de las respectivas capacidades máximas de almacenamiento, fuesen alcanzados. La operación optimizada del sistema hidrotérmico a lo largo del año posibilitó llegar al final de la estación seca, en noviembre, con el 57% de la energía almacenada en la región SE/CO y con el 46% en el Nordeste.

En 2011, el Operador inició la emisión semanal del Informe Ejecutivo del PMO, que publica las directrices electro-energéticas de corto plazo, así como una visión futura del atendimiento, con horizonte anual. Ese documento les ofrece a los agentes pleno acceso a los principales datos y resultados del PMO, posibilitándoles efectuar sus propios análisis de sensibilidad para la definición de sus estrategias de actuación en el SIN.

La integración energética con los sistemas eléctricos de Uruguay y de Argentina se realizó con la exportación de 2.547 GWh de energía a estos países, empleando generación térmica no utilizada para atender a los requisitos del SIN.