Horizonte de Médio Prazo

O Planejamento da Operação Energética, a cada ciclo anual, tem dois produtos básicos. As Funções de Custo Futuro mensais, determinadas pelo modelo de otimização de médio prazo (Newave), permitem o acoplamento das estratégias de operação de médio prazo com as políticas semanais da operação estabelecidas no Programa Mensal de Operação (PMO), utilizando o modelo de curto prazo (Decomp). O segundo produto é o Plano da Operação Energética (PEN), cujo principal objetivo é avaliar as condições de atendimento ao mercado previsto no seu horizonte de estudo. Seus resultados subsidiam o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) quanto à eventual necessidade de estudos de planejamento da expansão da geração e das interligações regionais, para adequação da oferta de energia aos critérios de garantia de suprimento estabelecidos pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Excepcionalmente, em 2014, este estudo foi emitido em outubro.

A energia nova agregada pelos leilões e o acréscimo de novas linhas de transmissão fizeram crescer a oferta de energia no período. A  capacidade instalada do SIN deverá elevar-se de 123.098 MW, em 31/12/2013, para 159.420 MW, em 31/12/2018. A hidroeletricidade continuará sendo a principal fonte de geração de energia, embora sua participação se reduza de 74,8% em 2014 para 70,9% no final do horizonte.

Está previsto um significativo crescimento da capacidade instalada em usinas eólicas, que passará de 1,9% da matriz de energia elétrica (2.385 MW em dezembro de 2013) para 8,9%, equivalentes a 11.852 MW instalados ao final de 2018, sem considerar os próximos leilões de energia que poderão agregar nova oferta até dezembro de 2018.

Mais uma vez, destaca-se a mudança de paradigma na forma de operar o SIN, já apontada pelo Operador nos diversos estudos emitidos nos últimos anos, em função dos seguintes aspectos:

• Desde o final da década de 90 não entram em operação usinas hidroelétricas com reservatórios de regularização plurianual.
• Como decorrência deste fato, o uso de geração termelétrica tem sido mais intenso nos últimos anos, mesmo para anos hidrológicos próximos à média de longo termo.
• A geração termelétrica também vem sendo necessária para complementação do atendimento à demanda de ponta, tanto no verão quanto no final da estação seca, em função da perda de potência por deplecionamento nos reservatórios.
• A continuidade da expansão da transmissão tem importância fundamental para a redução dos custos de operação, pois permite a importação e/ou exportação de grandes blocos de energia entre regiões, aproveitando a diversidade hidrológica existente entre bacias e/ou regiões.
• A entrada em operação dos grandes projetos da Amazônia, a fio d´água, com acentuada sazonalidade, altera a oferta de energia disponível, com montantes significativos de geração na estação chuvosa e baixa produção na estação seca.
• A expressiva expansão da geração eólica nos próximos cinco anos exige ações operativas mitigadoras dos potenciais impactos sistêmicos e locais causados pela forte intermitência dessa nova fonte, além de sua baixa previsibilidade.

É importante destacar que, em função da perda da capacidade de regularização do sistema frente ao crescimento da carga, tem sido cada vez maior a influência das condições iniciais de armazenamento nos resultados dos primeiros dois anos do horizonte de avaliação, impactando as métricas normalmente utilizadas no planejamento da operação energética, como riscos de déficit, valor esperado da energia não suprida e custos marginais de  operação.

A situação hidroenergética de 2014 é um claro exemplo da perda de regularização do SIN. As condições climáticas desfavoráveis durante a estação chuvosa não permitiram a recuperação dos estoques armazenados nos reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, mesmo com a plena utilização do parque térmico. Isto resultou em estados iniciais de armazenamento do PEN 2014 bastante inferiores aos normalmente utilizados em edições anteriores do planejamento da operação energética, com reflexos diretos nos riscos de déficit calculados para os primeiros anos do horizonte de estudo. Nesse contexto, é importante uma interpretação cuidadosa dos resultados da  análise de desempenho do SIN, principalmente com relação aos riscos de déficit de   energia.

Também merece destaque a análise do atendimento da demanda máxima para o cenário de referência do PEN 2014, na qual o balanço de ponta indica que a capacidade líquida disponível prevista no período 2014-2018 é suficiente para o pleno atendimento da demanda instantânea projetada, incluindo a reserva operativa necessária. Não obstante, nesta avaliação observa-se o esgotamento da disponibilidade hidroelétrica nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, sendo necessário o uso da disponibilidade de fontes termoelétricas, PCH, biomassa e das eólicas em todo o horizonte de   análise.

Além disso, foram identificados congestionamentos na interligação Norte-Sul, em alguns meses do horizonte, não permitindo a transferência dos recursos hidráulicos para os demais subsistemas, ratificando o diagnóstico das avaliações energéticas quanto à necessidade de se reforçar esta   interligação.

As principais recomendações do PEN 2014 são listadas a   seguir:

• Esforço no sentido de antecipação para 2016 das linhas de transmissão em 500 kV Araraquara 2 – Itatiba e Araraquara 2 – Fernão Dias, com o objetivo de evitar eventual congestionamento da energia gerada no Complexo do Madeira. Além disso, é de extrema importância a manutenção do cronograma de entrada em operação da linha em 500 kV Araraquara 2 – Taubaté em julho de 2015.
• 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, incluindo a antecipação para a estação chuvosa de 2017 do 1º Bipolo de escoamento da energia da usina de Belo Monte e a garantia da implementação nos prazos das soluções estruturais previstas no âmbito do Planejamento da Expansão.
• 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.
• • 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.
• Devem ser avaliadas pelo MME/EPE junto a fabricantes de usinas térmicas novas tecnologias de projetos que possam ter maior flexibilidade na tomada e retomada de carga, de forma a fazer frente à participação de fontes intermitentes na matriz de energia elétrica.
• Devem ser exigidos requisitos mínimos operativos no uso das fontes renováveis não convencionais intermitentes (eólicas e solares), para não comprometer a segurança operativa do SIN na ocorrência de grandes perturbações sistêmicas e/ou locais.
• Deverá ser feita uma avaliação conjunta com o CMSE e a EPE/MME quanto à metodologia de definição da uma reserva energética adequada, reserva de geração, que deve ser prevista na matriz de energia elétrica para o enfrentamento de situações climáticas desfavoráveis, como as vivenciadas neste ano de 2014 para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Com a perda gradual de regularização e o aumento de fontes intermitentes, como eólicas e futuramente as solares, situações semelhantes poderão demandar também medidas operativas adicionais para o pleno atendimento da carga com custos elevados para o consumidor final, mesmo em anos hidrológicos próximos à média histórica.

 

Horizonte de Curto Prazo

Considerando o SIN como um todo, 2014 foi um ano abaixo da média histórica, com energias afluentes da ordem de 81% MLT. Analisando os subsistemas separadamente, pode ser notado que o Sul e o Norte apresentaram afluências mais elevadas, da ordem de 144% e 100% das respectivas médias históricas, com valores mais reduzidos nas outras  regiões.

Na região Sudeste/Centro-Oeste, o período chuvoso ao final de 2013 teve início regular, em função de uma condição de neutralidade da temperatura da superfície do mar no Oceano Pacífico Equatorial. No entanto, nos meses de janeiro e fevereiro de 2014, a atuação de um sistema de alta pressão inibiu o avanço das frentes frias em direção à região e a configuração das Zonas de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS), contribuindo para a ocorrência de precipitação abaixo da média. Em março e abril, os sistemas meteorológicos passaram a atuar com maior regularidade nessa região, porém a precipitação continuou inferior à média. Desse modo, a região Sudeste/Centro-Oeste fechou o ano com afluências da ordem de 68% MLT, classificando-o como o sexto pior ano do histórico   1931-2014.

No Nordeste, praticamente durante todo o ano prevaleceu um quadro  de condições hidrológicas desfavoráveis – 41% MLT nos meses do período chuvoso e 44% MLT nos meses do período seco. A energia afluente anual situou-se em 45% MLT, classificando o ano de 2014 como o pior ano do histórico 1931-2014.

A Tabela 1 apresenta um resumo das condições das afluências em 2014, mostrando que estas foram piores exatamente nos subsistemas onde há reservatórios com maior capacidade de armazenamento de   energia.

 

Tabela 1 – Capacidade de Armazenamento e Energia Afluente por  Subsistema

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Além de ser caracterizado como um ano de baixas afluências especialmente nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, 2014 foi um ano  extremamente adverso para algumas bacias hidrográficas onde estão localizados os reservatórios com maior capacidade de regularização do SIN, como mostrado na Tabela 2.

 

Tabela 2 – Armazenamento e Energia Afluente por Bacia

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Em função destas reduzidas afluências, os níveis de armazenamento dos reservatórios dos subsistemas sofreram significativas reduções em 2014, chegando ao fim do ano com valores inferiores aos registrados no ano anterior, conforme a Tabela 3 a seguir.

 

Tabela 3 – Energia Armazenada por Subsistema

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Subsistemas Energia armazenada - EAR (% da EAR máxima)

 

Essa delicada conjugação de baixas afluências e níveis de armazenamento reduzidos nos principais reservatórios do SIN exigiu do ONS na elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas revisões semanais o cuidadoso gerenciamento dos recursos hidroenergéticos disponíveis, com a implantação de medidas operativas dentre as quais destacam-se a preservação dos armazenamentos dos reservatórios de cabeceira das principais bacias hidrográficas, o despacho pleno da disponibilidade das usinas termelétricas e o uso da capacidade de transmissão de energia para realizar transferências das regiões com maiores disponibilidades energéticas, Norte e Sul, para as em piores condições, Nordeste e  Sudeste/Centro-Oeste.

Além disso, teve grande importância para a garantia do atendimento eletroenergético em 2014 a flexibilização de algumas das principais restrições hidráulicas do SIN, que resultou da articulação e trabalho conjunto entre o ONS, as agências reguladoras ANA e ANEEL, o IBAMA, o MME, o MMA, os comitês de bacias e os agentes setoriais, para compatibilizar os requisitos energéticos com aqueles associados aos usos múltiplos da água, com destaque   para:

• Níveis mínimos de navegação da Hidrovia Tietê/Paraná até o trecho a jusante da usina de Nova Avanhandava;
• Defluência mínima das usinas de Três Marias, Sobradinho, Xingó, Jupiá, Porto Primavera, Caconde e da barragem de Santa Cecília;
• Geração mínima de unidades geradoras das usinas hidroelétricas durante os períodos de carga leve;
• Operação da usina de Itaipu como reservatório de regularização, entre a cota máxima de 220,40 m e a mínima de 216,00 m; e
• Armazenamento mínimo na usina hidrelétrica de Mascarenhas de Moraes (75% de seu volume útil) para captação de água e travessia de balsa no reservatório.