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, sendo este estudo emitido pelo ONS em julho de 2013, pelos relatórios RE/0065/2013 - Plano da Operação Energética 2013/2017 – PEN 2013 – Sumário Executivo e RE/0066/2013 - Plano da Operação Energética 2013/2017 – PEN 2013 - Volume I – Condições de Atendimento. 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, em setembro de 2013, os estudos do PEN 2013 foram revisados tendo em vista as modificações decorrentes da aprovação do uso da versão 18 do Modelo NEWAVE, que substituiu o mecanismo de aversão ao risco (CAR) pela metodologia CVaR, bem como as atualizações pertinentes à segunda revisão de dados do Ciclo 2013 do Planejamento da Operação Energética. Desta forma, foi emitido em setembro de 2013 o relatório RE/0125/2013 - Plano da Operação Energética 2013/2017 PEN 2013 Revisão 1 –– Sumário Executivo, que em termos qualitativos não trouxe mudanças significativas nas conclusões e recomendações em relação aos relatórios emitidos em julho de 2013.

Com a incorporação do mecanismo CVaR no modelo NEWAVE, os cenários de afluências mais críticos passam a ter maior relevância para a estimativa da Função de Custo Futuro. Para isso, o paradigma de minimização do valor esperado do custo total de operação se torna a minimização de uma ponderação entre o valor esperado do custo total de operação e o valor esperado do custo operativo dos cenários mais críticos, onde o valor de corresponde ao percentual desses cenários. Tanto o valor de quanto o valor da ponderação do CVaR (denominada de λ) são dados de entrada do modelo NEWAVE e foram estabelecidos pela Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico - CPAMP como sendo α=50% e λ=25%.

Além da incorporação desse mecanismo, as análises de desempenho do sistema 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 setembro/2013, de forma a capturar nos resultados 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 2014-2017. Destaca-se que os subsistemas Norte e Nordeste apresentam riscos de déficit de qualquer profundidade próximos à zero, o que pode indicar a existência de excedentes energéticos não exportáveis nesses subsistemas.
Este resultado decorre, principalmente, do crescimento da oferta de energia nova agregada pelos leilões e de linhas de transmissão. A capacidade instalada do SIN deverá elevar-se de 114.951 MW, existentes em 31/12/2012, para 145.667 MW, em 31/12/2017. A hidroeletricidade continuará como a principal fonte de geração de energia, embora sua participação percentual sofra uma redução nos próximos cinco anos, passando de 77,9% do SIN (89.521 MW) para 73,8% do SIN (107.491 MW).

Destaca-se o significativo incremento da capacidade instalada das usinas eólicas, que passará de 1,5% da Matriz de Energia Elétrica (1.762 MW) para 5,8%, equivalente a 8.477 MW instalados ao final de 2017, sem considerar os próximos leilões de energia nova que ainda poderão ocorrer em 2014.

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 serem 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.

Merece destaque a análise do atendimento da demanda máxima, onde o balanço estático indica que a capacidade líquida disponível prevista no horizonte do PEN 2013 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 (função dos regimes hidrológicos) 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, 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), uma vez concluída a análise de viabilidade técnico/econômica.

As principais recomendações do PEN 2013 são listadas a seguir:

• Manutenção do estrito acompanhamento, pelo MME/CMSE e a ANEEL, dos cronogramas de expansão da oferta, com destaque para as seguintes instalações: usinas hidroelétricas Belo Monte (11.233 MW), Jirau (3.750 MW), Santo Antônio (3.150 MW), Teles Pires (1.820 MW), Santo Antônio do Jari (373 MW), Baixo Iguaçu (350 MW), Colíder (300 MW), usinas termoelétricas Baixada Fluminense (530 MW) e Maranhão III (499 MW), considerando que os resultados do PEN estão intrinsecamente relacionados com as premissas de carga e, principalmente, da expansão da oferta prevista;
• 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;
• 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 2013 foi caracterizado por uma condição de neutralidade da Temperatura da Superfície do Mar – TSM no Pacífico Equatorial e um atraso no início do período chuvoso. O quadro a seguir apresenta um resumo das condições das afluências nos subsistemas do SIN ao longo do ano.

Subsistemas	Energias Afluentes (em % da média histórica)
	jan / abr 2013	mai / nov 2013	dez 2013
Sudeste / Centro-Oeste	96%	112%	96%
Sul	127%	129%	89%
Nordeste	50%	56%	85%
Norte	85%	90%	97%

O quadro a seguir apresenta a evolução dos níveis de armazenamento por subsistema, ao longo do ano, ressaltando o final do período úmido das regiões Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, em abril, e o final do período seco dessas regiões, em novembro. As condições hidrológicas vigentes não permitiram que os subsistemas Sudeste/Centro Oeste, Sul e Nordeste recuperassem suas capacidades máximas de armazenamento no período úmido.

Subsistemas	Energia Armazenada (em % da EAR máxima)
	jan 2013	abr 2013	nov 2013	dez 2013
Sudeste / Centro-Oeste	37,5	41,6	62,5	43,2
Sul	43,8	60,3	73,0	57,7
Nordeste	32,9	48,8	22,2	33,8
Norte	51,1	96,1	33,3	46,2

Considerando este cenário, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE manteve o despacho pleno do parque térmico (nuclear, carvão, gás e combustível líquido) até o mês de abril. A partir de maio, o CMSE promoveu redução parcial do despacho das usinas térmicas a combustível líquido de maior custo, totalizando cerca de 400 MW.

Durante o período seco, foi observado um quadro recessivo das afluências nos subsistemas Norte e Nordeste. Neste último, ocorreu o terceiro pior período seco de todo o histórico disponível (1931-2012). A melhoria das condições hidroenergéticas nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul, entre maio e novembro levou o CMSE a promover o desligamento total das usinas térmica a combustível líquido a partir do mês de julho, representando redução adicional de cerca de 3.850 MW.

O despacho de geração térmica contemplando a totalidade das usinas térmicas a combustível nuclear, carvão e gás (grupo GT1A) permaneceu no período de julho a agosto de 2013. A partir de setembro, com a implementação da metodologia CVaR nos modelos NEWAVE e DECOMP, em substituição aos Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP, o despacho de geração térmica do SIN passou a ser efetivado conforme resultados destes modelos, quando da realização dos Programas Mensais de Operação Energética – PMO e suas revisões.