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 por delante, siendo este estudio emitido por ONS en julio de 2013, por los informes RE/0065/2013 - Plan de la Operación Energética 2013/2017 – PEN 2013 – Sumario Ejecutivo y RE/0066/2013 - Plan de la Operación Energética 2013/2017 – PEN 2013 - Volumen I – Condiciones de Atendimiento. El segundo producto corresponde al cálculo – a cada mes del año en curso - de las Funciones de Costo Futuro, con la utilización del modelo de optimización 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 septiembre de 2013, los estudios del PEN 2013 fueron revisados considerando los cambios resultantes de la aprobación del uso de la versión 18 del Modelo NEWAVE, que sustituyó el mecanismo de aversión al riesgo (CAR) por la metodología CVaR, así como las actualizaciones pertinentes a la segunda revisión de datos del Ciclo 2013 de la Planificación de la Operación Energética. De esta forma, fue emitido en septiembre de 2013 el informe RE/0125/2013 - Plan de la Operación Energética 2013/2017 PEN 2013 Revisión 1 –– Sumario Ejecutivo, que en términos cualitativos no trajo cambios significativos en las conclusiones y recomendaciones en cuanto a los informes emitidos en julio de 2013.

Con la incorporación del mecanismo CVaR en el modelo NEWAVE, los escenarios de afluencias más críticos pasan a tener mayor relevancia para la estimación de la Función de Costo Futuro. Para eso, el paradigma de minimización del valor esperado del costo total de operación es la minimización de una ponderación entre el valor esperado del costo total de operación y el valor esperado del costo operativo de los escenarios más críticos, donde el valor de corresponde al porcentaje de estos escenarios. Tanto el valor de como el valor de la ponderación del CVaR (denominada de λ) son datos de entrada del modelo NEWAVE y fueron establecidos por la Comisión Permanente para Análisis de Metodologías y Programas Computacionales del Sector Eléctrico - CPAMP como siendo =50% y λ = 25%.

Además de la incorporación de ese mecanismo, los análisis de desempeño del sistema se basaron en la carga prevista en la segunda revisión cuatrimestral y la expansión de la oferta prevista de generación, teniedo como referencia los cronogramas de obras definidos por el MME/CMSE/DMSE para el PMO de septiembre/2013, de modo a capturar en los resultados los importantes cambios ocurridos 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 2014-2017. Cabe destacar que los subsistemas Norte y Noreste presentan riesgos de déficit de cualquier profundidad próximos a cero, lo que puede indicar la existencia de excedentes energéticos no exportables en estos subsistemas.

Este resultado se debe, principalmente, al crecimiento de la oferta de energía nueva agregada por las subastas de generación y de líneas de transmisión. La capacidad instalada del SIN deberá elevarse de 114.951 MW, existentes el 31/12/2012, para 145.667 MW, el 31/12/2017. La hidroelectricidad continuará como la principal fuente de generación de energía, aunque su porcentaje de participación sufra una reducción los próximos cinco años, pasando del 77,9% del SIN (89.521 MW) para 73,8% del SIN (107.491 MW).

Se destaca el significativo incremento de la capacidad instalada de las plantas eólicas, que pasará del 1,5% de la Matriz de Energía Eléctrica (1.762 MW) al 5,8%, equivalente a 8.477 MW instalados al final de 2017, sin considerar las próximas subastas de energía nueva que aún podrán ocurrir en 2014.

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 2013 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 implementación de nuevas unidades generadoras en espacios ya planeados en algunas plantas hidroeléctricas existentes (alrededor de 5  GW, según inventario de la ABRAGE),una vez concluido el análisis de viabilidad técnico/económico.

Las principales recomendaciones del PEN 2013 se enumeran a continuación:

• Mantenimiento del seguimiento estricto, por MME/CMSE y ANEEL, de los cronogramas de expansión de la oferta, destacando las siguientes instalaciones: plantas hidroeclétricas 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), plantas termoeléctricas Baixada Fluminense (530 MW) y Maranhão III (499 MW), considerando que los resultados del PEN están intrínsecamente relacionados con las premisas de carga y, principalmente, de la expansión de la oferta prevista;
• 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;
• 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 de potencia y / o cargos de capacidad;
• El MME debe evaluar 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 2013 se caracterizó por una condición de neutralidad de la Temperatura de la Superficie del Mar – TSM en el Pacífico Ecuatorial y por el inicio de la temporada de lluvias. El cuadro a continuación presenta un resumen de las condiciones de las afluencias en los subsistemas del SIN a lo largo del año.

Subsistemas	Energías Afluentes (en % del promedio histórico)
	enero / abr 2013	mayo / nov 2013	dic 2013
Sureste / Centro-Oeste	96%	112%	96%
Sur	127%	129%	89%
Noreste	50%	56%	85%
Norte	85%	90%	97%

El cuadro a continuación presenta la evolución de los niveles de almacenamiento por subsistema, a lo largo del año, resaltando el final del período húmedo de las regiones Sureste/Centro-Oeste, Noreste y Norte, en abril, y el final del período seco de estas regiones, en noviembre. Las condiciones hidrológicas vigentes no permitieron que los subsistemas Sureste/Centro Oeste, Sur y Noreste recuperasen sus capacidades máximas de almacenamiento en el período húmedo.

Subsistemas	Energía Almacenada (en % da EAR máxima)
	enero 2013	abr 2013	nov 2013	dic 2013
Sureste / Centro-Oeste	37,5	41,6	62,5	43,2
Sur	43,8	60,3	73,0	57,7
Noreste	32,9	48,8	22,2	33,8
Norte	51,1	96,1	33,3	46,2

Teniendo en cuenta este escenario, el Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico - CMSE mantuvo el despacho pleno del parque térmico (nuclear, carbón, gas y combustible líquido) hasta el mes de abril. A partir de mayo, el CMSE promocionó reducción parcial del despacho de las plantas térmicas a combustible líquido de mayor costo,que totalizó cerca de 400 MW.

Durante el período seco, se observó un cuadro recesivo de las afluencias en los subsistemas Norte y Noreste. En este último, ocurrió el tercer peor período seco de todo el historial disponible (1931-2012). La mejora de las condiciones hidroenergéticas en las regiones Sureste/Centro-Oeste y Sur, entre mayo y noviembre hizo que el CMSE  promocionara la desconexión total de las plantas térmica a combustible líquido a partir del mes de julio, representando reducción adicional de cerca de 3.850 MW.

El despacho de generación térmica que contempla la totalidad de las plantas térmicas a combustible nuclear, carbón y gas (grupo GT1A) permaneció en el período de julio a agosto de 2013. A partir de septiembre, con la implementación de la metodología CVaR en los modelos NEWAVE y DECOMP, en sustitución a los Procedimientos Operativos de Corto Plazo - POCP, el despacho de generación térmica del SIN pasó a efectivarse según resultados de estos modelos, cuando de la realización de los Programas Mensuales de Operación Energética – PMO y sus revisiones.