La Operación Energética

Horizonte de Mediano Plazo

En 2015, el Plan de la Operación Energética 2015/2019 (PEN 2015) fue emitido, excepcionalmente, en septiembre, contemplando las informaciones de la 2ª Revisión de la Carga Propia ocurrida en agosto. Sus resultados subsidian el Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE) yla Empresa de Pesquisa Energética (EPE) en cuanto a la eventual necesidad de estudios de planificación de la expansión de la generación y de las interconexiones regionales, para adecuación de la oferta de energía a los criterios de garantía de suministro establecidos por el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE).

La energía nueva agregada por las subastas y el aumento de nuevas líneas de transmisión hicieron crecer la oferta de energía en el período. La hidroelectricidad continuará siendo la principal fuente de generación de energía, aunque su participación se reduzca el 73,7% en 2014 para 68,0% al final del horizonte. Habrá un significativo crecimiento de la capacidad instalada en plantas eólicas, que pasará del 3,7% de la matriz de energía eléctrica para el 9,4% al final de 2019.

Se destaca el cambio de paradigma en la forma de operar el SIN, ya destacada en diversos estudios emitidos en los últimos años, debido a la inexistencia de nuevos embalses de regularización plurianual; al uso más intensivo de la generación termoeléctrica incluso con hidrologías medianas y para complementar el atendimiento a la punta de carga; a laimportancia de la expansión de la transmisión para la reducción de los costos operativos; al expresivo crecimiento de la generación eólica y a los nuevos aprovechamientos hidroeléctricos en Amazonia a hilo de agua y con oferta estacional.

Los valores de carga de energía y demanda de la 2ª Revisión Cuatrimestral de la Carga, anticipada para agosto de 2015, fueron utilizados en ese estudio. Esa revisión considera:la coyuntura económica y de mercado del primer semestre de 2015; los desvíos observados entre la carga verificada ylas proyecciones elaboradas en abril para la 1ª Revisión Cuatrimestral de la Carga del año; la actual dinámica de la economía; la divulgación del aumento de tarifas de energía eléctrica resultante de la cobranza de las banderas tarifarias, de la revisión tarifaria extraordinaria y de las revisiones tarifarias ordinarias ya ocurridas; y una tasa promedio anual de crecimiento del PIB en el período 2015/2019 del 2,5% al año.

En el PEN 2015, las evaluaciones de las condiciones de atendimiento fueron divididas en dos horizontes. En el primero, 2015/2016, se hicieron análisis coyunturales, determinísticos y estocásticos, destacándose la evolución del almacenamiento de cada subsistema del SIN. En general, en ese período, las configuraciones de plantas y líneas de transmisión están definidas, y difícilmente hay posibilidad de incorporación o anticipación de nuevos emprendimientos. El segundo horizonte comprende los tres años restantes, 2017 a 2019, y presenta un carácter más estructural, siendo observados indicadores como los riesgos de déficit y valores de costo marginal de operación. En ese período, la expansión de la generación y de la transmisión es preponderante para aumentar la seguridad del atendimiento al mercado de forma estructural.

En función de la pérdida de la capacidad de regularización del sistema frente al crecimiento de la carga, ha sido cada vez mayor la influencia de las condiciones iniciales de almacenamiento en los resultados de los primeros dos años del horizonte de evaluación, impactando las métricas normalmente utilizadas, como riesgos de déficit, valor esperado de la energía no atendida y costos marginales de operación.

Bajo el enfoque del análisis de las condiciones de atendimiento a la carga, las evaluaciones probabilísticas para el horizonte 2017/2019 en base a los riesgos de déficit de energía indican adecuación al criterio de suministro preconizado 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.

El análisis del atendimiento de la demanda máxima indica que, apesar de la existencia de sobras de disponibilidad para atender la demanda máxima del SIN, podrán ser necesarias acciones especiales de despacho para mantener el control de frecuencia en situaciones de aumentos no previstos de la demanda máxima en función de la elevación de temperatura en los meses de verano, una vez que la demanda máxima presenta una tendencia de elevación del orden de 4.000 MW a cada 10ºC, a partir de temperaturas próximas de 35ºC.

Además de esos, fue identificada elevada frecuencia de congestiones en la interconexión Norte/Sul, con reducción al final del horizonte, cuando se inicie la entrada del refuerzo asociado al transporte de la energía de la planta de Belo Monte, ratificando el diagnóstico de las evaluaciones energéticas en cuanto a la necesidad de evaluaciones costo/beneficio de refuerzos/anticipaciones.

Horizonte de Corto Plazo

El año de 2015, bajo el punto de vista climático, se caracterizó justo en su inicio por la ocurrencia de una anomalía positiva de la presión atmosférica en la región Centro-Sur del país, que provocó un bloqueo de la entrada de frentes fríos y de sistemas de baja presión. Este fenómeno también condujo a una reducción del transporte de humedad de Amazonia para la región Sudeste de Brasil y llevó a la no ocurrencia de episodios de la Zona de Convergencia del Atlántico Sur (ZCAS).Consecuentemente, hubo precipitaciones significativamente por abajo de la media en las cuencas hidrográficas ubicadas en las regiones Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste y Norte, configurándose una situación desfavorable en el período húmedo en importantes cuencas del SIN, como las de los ríos Paranaíba, Grande, São Francisco y Tocantins.

La ocurrencia del fenómeno El Niño, asociado a la elevación de la temperatura de la superficie del mar en la regióndel Pacífico Ecuatorial, pasó a tener unafuerte influencia en el régimen de lluvias en Brasil. En la región Sur, especialmente, hubo episodios de altas precipitaciones, y, en los tramos más al norte de las regiones Nordeste y Norte, ocurrió un cuadro de anomalías negativas de precipitación. El evento El Niño que se iniciódurante el verano/otoño de 2015, se clasificó como muy fuerte y está entre os tres más intensos de la historia, habiendo alcanzado su pico en noviembre de 2015.

En ese contexto, el subsistema Sudeste/Centro-Oeste presentó afluencias desfavorables en el período húmedo de 2015, en continuidad a lo observado en el año de 2014, con apenas el 74% da MLT, representando el octavo peor período húmedo del histórico. El período seco tuvo afluencias en torno de la media, con el 109% de la MLT, lo que totalizó un valor anual del 89% de la MLT. En elsubsistema Sur, las afluencias fueron muy favorables con el 140% de la MLT en el año. En elsubsistema Norte, el comportamiento de las afluencias fue desfavorable, con el 73% de la MLT, especialmente en su período lluvioso (el 71% MLT). En elNordeste, el año fue muy crítico, con el 38% de la MLT, siendo clasificado como el más seco del histórico de 85 años, aún peor que 2014, que había sido caracterizado como el peor del histórico en aquel momento.

En 2015, una vez más, quedó evidenciada la diversidad hidrológica de los subsistemas componentes del SIN. Se caracterizó una condición hidrológica de transición de crítica para media en el subsistema Sudeste/Centro-Oeste; muyhúmeda en el Sur, reflejando el inicio de la actuación del evento El Niño; sequía en el Norte; yla más crítica en el Nordeste, constituyéndose, en ese subsistema, un nuevo período crítico plurianual, como mostrado en la Tabla 1.

Tabla 1 – Energía Afluente por Subsistema

La Tabla 2 presenta un resumen de las condiciones de las afluencias en las cuencas hidrográficas en 2015, mostrando tambiénla diversidad hidrológica observada entre las principales del subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Mientras se observaron condiciones críticas en las cuencas del río Grande, Paranaíba, Tietê, Paraíba do Sul, Paraná y Doce (peor del histórico), ocurrieron afluencias muy favorables en los ríos Paranapanema y Madeira. En esa tabla, las cuencas de los ríos Jacuí, Iguaçu yUruguay, integrantes del subsistema Sur, mostraron un comportamiento uniforme y muy favorable en 2015.

Tabla 2 – Almacenamiento y Energía Afluente por Cuenca

Como consecuencia de esas reducidas afluencias en la mayor parte de las cuencas del subsistema Sudeste/Centro-Oeste, especialmente en el período húmedo, yen las cuencas de los subsistemas Nordeste y Norte, los niveles de almacenamiento de los embalses en esos tres subsistemas se mantuvo bajo,llegando al final del año, en el caso de Nordeste y del Norte, con valores inferiores a los registrados en el año anterior, conforme la Tabla 3.

Tabla 3 – Energía Almacenada por Subsistema

Las medidas operativas y de gerenciamiento de los recursos hídricos adoptadas en 2014, a causa de la escasez hídrica observada en las principales cuencas de los subsistemas Sudeste/Centro-Oeste y Nordeste en aquel año, se mantuvieron delante de la permanencia de condiciones hidrológicas y de almacenamiento desfavorables en estos subsistemas en 2015, siendo exigido de ONS, en la elaboración de los Programas Mensuales de Operación y sus revisiones semanales, el cuidadoso gerenciamiento de los recursos hidroenergéticos disponibles. Entre las medidas operativas implantadas con este fin, se destacanla preservación de los almacenamientos de los embalses de cabecera de lascuencas hidrográficas, el despacho pleno de la disponibilidad de las centrales termoeléctricas por Seguridad Energética y el uso de la capacidad de energía para llevar a cabo transferencias de las regiones con mayores disponibilidades energéticas, Norte y Sur, para aquellas en peores condiciones, Nordeste y Sudeste/Centro-Oeste.

Además, tuvogran importancia para la garantía del atendimiento electroenergético en 2015 la permanencia de la política operativa de flexibilización de algunas de las principales limitaciones hidráulicas del SIN, resultantes de la articulación y trabajo conjunto entre ONS, las agencias reguladoras ANA y ANEEL, IBAMA, MME, MMA, los Comités de Cuencas y los Agentes del sector, para compatibilizar los requisitos energéticos con los asociados a los usos múltiples del agua, en especial:

• Niveles mínimos de navegación de la Hidrovía Tietê/Paraná hasta la sección aguas abajo de la planta de Nova Avanhandava;
• Defluencia mínima de las plantas de Três Marias, Sobradinho, Xingó, Jupiá, Porto Primavera, Caconde y de la presa de Santa Cecília;
• Generación mínima de unidades generadoras de las plantas hidroeléctricas durante los períodos de carga leve;
• Operación de la planta de Itaipu como embalse de regularización, entre la cuota máxima de 220,40 m yla mínima de 216,00 m;
• Almacenamiento mínimo en la planta hidroeléctrica de Mascarenhas de Moraes (el 75% de su volumen útil) para captación de agua y recorrido en balsa en el embalse; y
• Regla de reducción especial de los embalses de las centrales de Jirau y Santo Antônio, que aseguró condiciones para no agravar las inundaciones aguas arriba y aguas abajo de las plantas, lo que minimizó el riesgo de paralización de las plantas.

La implementación de estas medidas operativas, asociada a la evolución de las condiciones hidroenergéticas del SIN a lo largo del año, así como la expectativa de alcanzarse niveles de almacenamiento del orden del 30 % en las regiones Sudeste/Centro Oeste, al final de noviembre de 2015, posibilitaron al CMSE deliberar por la desconexión de las plantas térmicas con Costo Variable Unitario (CVU) por encima de R$600/MWh, despachadas por Seguridad Energética, a partir del 08 de agosto 2015, con una reducción de cerca de 2.000 MWmed de energía y consecuente economía en el costo mensual de operación de las plantas térmicas.