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 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 setembro/2012, no relatório intitulado Plano da Operação Energética 2012/2016 – PEN 2012 - Volume I - Relatório Executivo. Por sua vez, o segundo produto corresponde ao cálculo — a cada mês do ano em curso — das Funções de Custo Futuro, com a utilização do modelo de otimização de médio prazo Newave. Esse produto permite o acoplamento das estratégias de operação de médio prazo ao modelo de curto prazo Decomp, que estabelece as políticas da operação energética de cada semana do mês em curso, no Programa Mensal de Operação PMO.

Excepcionalmente no PEN 2012, as condições de atendimento ao SIN foram avaliadas para o horizonte de agosto/2012 a dezembro/2016. As análises tomaram por base a carga prevista na 2ª revisão quadrimestral e a expansão da oferta prevista de geração, tendo como referência os cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de agosto/2012, de forma a capturar em suas análises as importantes modificações ocorridas no cronograma de oferta.

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 inferiores a 5% em todos os subsistemas no horizonte 2013-2016, apresentando valores próximos a zero no Subsistema Nordeste, em praticamente todo horizonte de estudo.

Este resultado decorre, principalmente, do crescimento da oferta de energia nova agregada pelos leilões de geração e de linhas de transmissão. No período de agosto de 2012 a dezembro de 2016, está prevista a entrada em operação de 314 novas usinas, das quais 15 hidroelétricas, 48 termoelétricas, 241 usinas eólicas e 10 pequenas centrais hidroelétricas – PCHs, além de outras 56 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 sensível transformação. A energia termoelétrica aumentará de 18.235 MW (16,3%) para 27.692 MW (19,0%). A energia eólica terá crescimento de 509%, passando de 1.342 MW (1,2%) para 8.176 MW (5,6%). A energia produzida a partir de biomassa terá aumento de 43%, passando de 4.250 MW (3,8%) para 6.062 MW (4,2%).

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 menores incertezas no suprimento de combustível – gás natural, gás natural liquefeito e carvão –, passem a ter papel fundamental na seleção dos projetos a ser ofertados nos próximos leilões de energia nova. Da mesma forma, pequenas centrais e fontes alternativas complementares no período seco, como eólicas e biomassa, embora com perfis de ofertas intermitentes, também passam a desempenhar papel complementar na segurança operativa do SIN.

Também merece destaque a análise do atendimento da demanda máxima, onde o balanço estático indica que a capacidade líquida disponível prevista no horizonte do PEN 2012 é sempre superior à demanda projetada. Entretanto, a tendência é de que seja necessário o despacho de geração térmica acima das inflexibilidades declaradas pelos agentes de geração térmica, dependendo da severidade das perdas por deplecionamento dos reservatórios e/ou das restrições internas na malha de transmissão. Soma-se a esses eventos o progressivo aumento da participação na oferta da expansão hidráulica calcada em usinas com baixa e/ou nenhuma regularização, o que reduz a disponibilidade hidráulica no horário de demanda máxima.

Análises de sensibilidade apontam que uma maior disponibilidade de geração hidroelétrica pode resultar da aplicação de políticas de segurança operativa – POCP, que elevam os níveis dos reservatórios, reduzindo as perdas por deplecionamento. Além desse recurso, a geração hidroelétrica 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 2012 são listadas a seguir:

• Os resultados das avaliações energéticas indicam ser necessário desenvolver estudos de viabilidade econômica de ampliação da capacidade da interligação Norte-Sul e Sul-Sudeste/Centro-Oeste e da capacidade de exportação do Nordeste;
• Os estudos de planejamento da expansão da oferta devem passar a levar em conta as necessidades para o atendimento à demanda máxima do SIN, de forma que o dimensionamento da capacidade instalada para este atendimento seja o mais econômico possível;
• Neste 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 especiais de energia por fonte e região, em particular para os subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, visando à agregação de geração térmica, em especial na região Sul do país.

Horizonte de Curto Prazo

O verão de 2012 foi caracterizado por uma fraca atuação do fenômeno climático La Niña, o que ocasionou considerável atraso no início do período úmido nas principais bacias dos subsistemas Sudeste/Centro Oeste, Nordeste e Norte. As afluências neste período apresentaram valores elevados no mês de janeiro nos subsistemas Sudeste/Centro Oeste, Sul, Nordeste e Norte, os quais se estenderam até fevereiro no Nordeste e até março no Norte, sendo sucedidos por significativa recessão nos meses subsequentes. Com isto, as afluências ficaram abaixo da média histórica (MLT) no período janeiro-abril nos subsistemas Sudeste/Centro Oeste, Sul e Nordeste, alcançando respectivamente 91%, 72% e 81% da MLT. No Subsistema Norte, as afluências alcançaram 104% da MLT deste período. Esse cenário hidrológico desfavorável contribuiu para que os subsistemas Sudeste/Centro Oeste, Sul e Nordeste não conseguissem recuperar suas capacidades máximas de armazenamento ao final do mês de abril, os quais ficaram respectivamente em 76,0%, 37,0% e 78,9% da sua Energia Armazenada Máxima (EARmax). A região Norte foi o único subsistema que alcançou nível de armazenamento elevado ao final do mês de abril, atingindo 99% EARmax.

Durante o período seco, foi observada a permanência do quadro recessivo das afluências nos subsistemas Nordeste e Norte, o que resultou em afluências médias no período de maio a outubro de 56% e 64% da MLT nestes subsistemas, respectivamente. Em ambos os casos, este foi o terceiro pior período seco de todo o histórico disponível (1931-2012). No subsistema Sudeste/Centro Oeste, a ocorrência de precipitação acima da média histórica nos meses de abril a junho proporcionou afluências favoráveis durante o período seco, que alcançaram 106,5% da MLT neste período. No subsistema Sul, apesar da ocorrência de alguns picos de afluências favoráveis no período de maio a outubro, foi predominante a situação de baixas afluências.

Neste cenário hidroenergético desfavorável ao longo do ano, a aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo em 2012 identificou a necessidade de despacho térmico complementar no SIN a partir do mês de abril, inicialmente com utilização da geração térmica nuclear, a carvão e a gás (grupo GT1A). A partir de meados do mês de outubro, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE autorizou o despacho pleno do parque térmico (nuclear, carvão, gás e combustível líquido), visando ao atingimento dos níveis-meta estabelecidos de 42% EARmax e 33% EARmax ao final do mês de novembro, respectivamente para as regiões Sudeste/Centro Oeste e Nordeste.

Com o despacho térmico complementar e a otimização das disponibilidades hidroenergéticas do SIN, o armazenamento ao final do mês de novembro nas regiões Sudeste/Centro Oeste e Nordeste situaram-se em 31,9% EARmax e 34,1% EARmax, respecivamente, não sendo possível o atingimento do nível-meta na região Sudeste/Centro Oeste.

Adicionalmente, as previsões climáticas dos centros de meteorologia nacionais e internacionais, a partir do mês de outubro, sinalizavam que o início do período úmido 2012/2013 seria caracterizado por precipitação distribuída de forma irregular nas bacias do subsistema SE/CO, face à perspectiva de um número reduzido de configurações da Zona de Convergência do Atlântico Sul – ZCAS, e precipitação abaixo da média nas bacias do subsistema NE.

Conforme as previsões climáticas, foi observado um atraso no início do período úmido 2012/2013, o que fez com que as afluências ficassem abaixo das médias históricas nos meses de novembro e dezembro em todos os subsistemas do SIN.

Neste contexto, o CMSE deliberou pela manutenção do despacho pleno do parque térmico (nuclear, carvão, gás e combustível líquido) no mês de dezembro, com o objetivo de preservar os estoques armazenados nos reservatórios das usinas hidroelétricas do SIN.

Apesar desta medida, as condições de armazenamento nas regiões do SIN foram agravadas, levando aos níveis de 28,9% EARmax no SE/CO, 36,5% EARmax no Sul, 31,9% EARmax no Nordeste e 41,2% EARmax no Norte, ao final do mês de dezembro.

A integração energética com os sistemas elétricos do Uruguai e da Argentina continuou sendo realizada, com a exportação de 462 GWh de energia para estes países, sempre empregando recursos de geração térmica não utilizados para atendimento aos requisitos energéticos do SIN.