Horizonte a Medio Plazo

El proceso de la planificación de la operación de energética, en el contexto del Ciclo Anual de Planificación De la Operación, resulta en dos productos básicos: el Plan de la Operación Energética (PEN), cuyo horizonte comprende el período de mayo del  año en curso (al final de la temporada de lluvias) a diciembre del quinto año siguiente, fue emitido por  ONS en Septiembre/2012,en el informe titulado Plan de la Operación  Energética 2012/2016 - PEN 2012 -Volumen I - Informe Ejecutivo. A su vez, el segundo producto corresponde al cálculo – a cada mes del año en curso - de las Funciones de Costos Futuros, con la utilización del modelo de optimización de medio plazo Newave. Este producto permite el acoplamiento de las estrategias de operación de mediano plazo al modelo de corto plazo Decomp,  que establece  las políticas de la operación energética de cada semana del mes en curso, en el Programa Mensual  de Operación PMO.

Excepcionalmente, en el PEN 2012, se evaluaron las condiciones de atendimiento al SIN para el horizonte de agosto/2012 a diciembre/2016. Los análisis se basaron en la carga prevista en la segunda revisión cuatrimestral y la expansión de la oferta prevista de generación, teniendo como referencia los cronogramas de obras establecidos por el MME / CMSE / DMSE para el PMO de Agosto/2012, con el fin de capturar en sus análisis las importantes modificaciones ocurridas en el cronograma de oferta.

El análisis de las condiciones de atendimiento a la carga basado en 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), en la medida en que los riesgos de déficit son inferiores al 5% en todos los subsistemas en el horizonte 2013-2016, presentando valores cercanos a cero en el Subsistema Noreste, en prácticamente todo horizonte de estudio.

Este resultado se debe, principalmente, al crecimiento de la oferta de energía nueva agregada por las subastas de generación y de líneas de transmisión. En el período de agosto de 2012 a diciembre 2016, se espera que comience la operación en 314 nuevas plantas, de las cuales 15 hidroeléctricas, 48 termoeléctricas, 241plantas eólicas y 10 pequeñas centrales hidroeléctricas –PCHs, además de otras 56 pequeñas plantas autorizadas por  ANEEL.

En cuanto a la participación de las diferentes fuentes de energía, la matriz de energia eléctrica brasileña pasará los próximos cinco años por sensible transformación. La energía termoeléctrica aumentará de 18.235 MW (16,3%) para 27.692 MW (19,0%). La energía eólica tendrá un incremento del 509%, pasando de 1.342 MW (1,2%) para 8.176 MW (5,6%). La energía producida a partir de biomasa aumentará del 43%, pasando de 4.250 MW (3,8%) para 6.062 MW (4,2%).

La evolución de esta matriz, con el mantenimiento de la tendencia actual de expansión de la energía hidroeléctrica de baja o nula regularización plurianual, hace que las termoeléctricas flexibles o de baja inflexibilidad, con costos de operación moderados y con menores incertidumbres en el suministro de combustible - gas natural, gas natural licuado y carbón - empiecen a jugar un papel fundamental en la selección de proyectos a ofrecerse en las próximas subastas de energía nueva. Del mismo modo, pequeñas centrales y fuentes alternativas complementarias en la estación seca, como eólicas y  biomasa, a pesar de perfiles con ofertas intermitentes, también pasan a jugar  papel complementario en la seguridad operativa del SIN.

También cabe destacar el análisis del atendimiento de la  demanda máxima, en donde el balance estático indica que la capacidad neta disponible en el horizonte del PEN 2012 es siempre mayor que la demanda proyectada. Sin embargo, la tendencia es que sea necesario el despacho de generación térmica  por encima de las inflexibilidades declaradas por los agentes de generación térmicas, dependiendo de la gravedad de las pérdidas por la depleción de los reservorios y / o de las restricciones internas en la red de transmisión. A estos eventos, se les suma el progresivo aumento de la participación en la oferta  de la expansión hidráulica basada en plantas de baja y / o sin regularización, lo que reduce la disponibilidad hídrica en el horario de demanda máxima.

Análisis de sensibilidad indican que una mayor disponibilidad de generación hidroeléctrica puede resultar de la aplicación de las políticas de seguridad operativa - POCP, que elevan los niveles de los embalses, reduciendo las pérdidas por depleción. Además de este recurso, la generación hidroeléctrica también puede ser aumentada mediante la implantación de nuevas unidades generadoras en espacios ya preparados en algunas plantas hidroeléctricas existentes (alrededor de 5 GW, segundo inventario de la ABRAGE).

Las principales recomendaciones del PEN en 2012 son las siguientes:

• Los resultados de las evaluaciones energéticas indican la necesidad de desarrollar estudios de viabilidad económica de ampliación de la capacidad de la interconexión Norte-Sur y Sur-Sureste/Centro-Oeste y de la capacidad de exportación del noreste;
• 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, por lo que el dimensionamiento de la capacidad instalada para este atendimiento sea el más económico posible;
• En este sentido, el MME y ANEEL deben evaluar la creación de mecanismos regulatorios que fomenten la instalación de potencia hidráulica en el SIN, sea por la motorización de los pozos existentes en las plantas en operación, sea por la repotenciación de plantas existentes, o mediante la posibilidad de contratación la potencia y / o cargos de capacidad;
• Debe ser evaluada por el MME la viabilidad de llevar a cabo subastas especiales de energía por fuente y región, en particular para los subsistemas Sur y Sureste / Centro-Oeste, con vistas a la adición de generación térmica, especialmente en la región sur del país.

Horizonte a Corto Plazo

El verano de 2012 se caracterizó por una débil actuación del fenómeno climático La Niña, lo que provocó un retraso considerable en el inicio de la temporada de lluvias en las principales cuencas de los subsistemas del Sureste / Centro-Oeste, Noreste y Norte. Las afluencias durante este periodo mostraron valores altos en los meses de enero en los subsistemas Sureste / Centro-Oeste, Sur, Norte y Noreste, que se extendieron hasta febrero en el noreste y hasta marzo en el norte, siendo sucedidos por un descenso significativo en los meses siguientes. Con esto, las afluencias estuvieron por debajo de la media histórica (MLT) en el período de enero a abril en los subsistemas Sureste / Centro-Oeste, Sur y Noreste, alcanzando, respectivamente, el 91%, el 72% y el 81% de la MLT. En el subsistema Norte, las afluencias alcanzaron el 104% de la MLT de este período. Este escenario hidrológico desfavorable contribuyó para que los subsistemas Sureste / Centro-Oeste, Sur y Noreste fueran incapaces de recuperar sus capacidades máximas de almacenamiento al final de abril, que fueron, respectivamente, el 76,0%, el 37,0% y el 78,9 % de su Energía Almacenada Máxima (EARmax). La región Norte fue el único subsistema que alcanzó el nivel de almacenamiento elevado a finales de abril, alcanzando el 99% EARmax.

Durante la estación seca, se produjo la permanencia de la recesión de las afluencias en los subsistemas Noreste y Norte, que se tradujo en afluencias promedio en el período de mayo a octubre del 56% y el 64% de la MLT en estos subsistemas, respectivamente. En ambos casos, este fue el tercer peor período de sequía de todo el historial disponible (1931-2012). En el  subsistema Sureste / Centro-Oeste, la ocurrencia de lluvias por encima del promedio histórico en los meses de abril a junio proporcionó afluencias favorables durante el período seco, llegando al 106,5% de la MLT en este período. En el subsistema Sur, a pesar de la ocurrencia de algunos picos de afluencias favorables en el período de mayo a octubre, fue predominante la situación  de bajas afluencias.

En este escenario hidroenergético desfavorable  durante todo el año, la aplicación de los Procedimientos Operativos a Corto Plazo en 2012 identificó la necesidad de despacho térmico adicional en el SIN a partir del mes de abril, en un principio con el uso de la generación térmica nuclear, a carbón y a gas (grupo GT1A ) A partir de mediados de octubre, la Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico - CMSE autorizó el despacho pleno del parque térmico (combustible nuclear, carbón, gas y combustible líquido), con miras a la consecución de los niveles meta establecidos del 42% EARmax y el 33% EARmax a finales de noviembre, respectivamente para el Sureste / Centro-Oeste y Noreste.

Con el despacho térmico adicional y la optimización de las disponibilidades hidroenergéticas del SIN, los niveles del almacenamiento a finales de noviembre en el Sureste / Centro-Oeste y Noreste se situaron en el 31,9% EARmax y el 34,1% EARmax, respectivamente, no siendo posible el logro del nivel meta en el Sureste / Centro-Oeste.

Adicionalmente, los pronósticos del clima de los centros meteorológicos nacionales e internacionales, desde el mes de octubre, señalaban que la temporada de lluvias 2012/2013 sería caracterizada por lluvias irregularmente distribuidas en las cuencas del subsistema SE / CO, frente a la perspectiva de un pequeño número de configuraciones de la Zona de Convergencia del Atlántico Sur – ZCAS, y precipitación por debajo del promedio en las cuencas del subsistema NE.

Conforme las predicciones climáticas, se observó un retraso en el inicio de la temporada de lluvias 2012/2013, lo que provocó que las afluencias estuviesen por debajo de los promedios históricos en los meses de noviembre y diciembre en todos los subsistemas del SIN.

En este contexto, el CMSE decidió mantener el despacho pleno del parque térmico (combustible nuclear, carbón, gas y combustible líquido) en diciembre, con el objetivo de preservar las reservas almacenadas en los embalses de las plantas hidroeléctrica del SIN.

A pesar de esta medida, se agravaron las condiciones de almacenamiento en las regiones del SIN, lo que condujo a niveles del 28.9%  EARmax en el SE / CO, el 36,5% EARmax en el sur, el 31,9% EARmax en el Nordeste y el 41,2% EARmax en el Norte, al final de diciembre.

La integración energética con los sistemas eléctricos de Uruguay y Argentina continuó desarrollándose, con la exportación de 462 GWh de energía para estos países, siempre empleando los recursos de generación térmica no utilizados el usuario para atendimiento a los  requisitos energéticos del SIN.