A Operação Energética

Horizonte de Médio Prazo

Em 2015, o Plano da Operação Energética 2015/2019 (PEN 2015) foi emitido, excepcionalmente, em setembro, contemplando as informações da 2ª Revisão da Carga Própria ocorrida em agosto. 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).

A energia nova agregada pelos leilões e o acréscimo de novas linhas de transmissão fizeram crescer a oferta de energia no período. A hidroeletricidade continuará sendo a principal fonte de geração de energia, embora sua participação se reduza de 73,7% em 2014 para 68,0% no final do horizonte. Haverá um significativo crescimento da capacidade instalada em usinas eólicas, que passará de 3,7% da matriz de energia elétrica para 9,4% ao final de 2019.

Destaca-se a mudança de paradigma na forma de operar o SIN, já apontada em diversos estudos emitidos nos últimos anos, devido à inexistência de novos reservatórios de regularização plurianual; ao uso mais intensivo da geração termelétrica mesmo com hidrologias médias e para complementar o atendimento à ponta de carga; à importância da expansão da transmissão para a redução dos custos operativos; ao expressivo crescimento da geração eólica e aos novos aproveitamentos hidrelétricos na Amazônia a fio d'água e com oferta sazonal.

Os valores de carga de energia e demanda da 2ª Revisão Quadrimestral da Carga, antecipada para agosto de 2015, foram utilizados nesse estudo. Essa revisão considera: a conjuntura econômica e de mercado do primeiro semestre de 2015; os desvios observados entre a carga verificada e as projeções elaboradas em abril para a 1ª Revisão Quadrimestral da Carga do ano; a atual dinâmica da economia; a divulgação do aumento de tarifas de energia elétrica decorrente da cobrança das bandeiras tarifárias, da revisão tarifária extraordinária e das revisões tarifárias ordinárias já ocorridas; e uma taxa média anual de crescimento do PIB no período 2015/2019 de 2,5% a.a..

No PEN 2015, as avaliações das condições de atendimento foram divididas em dois horizontes. No primeiro, 2015/2016, foram feitas análises conjunturais, determinísticas e estocásticas, destacando-se a evolução do armazenamento de cada subsistema do SIN. Em geral, nesse período, as configurações de usinas e linhas de transmissão estão definidas, e dificilmente há possibilidade de incorporação ou antecipação de novos empreendimentos. O segundo horizonte compreende os três anos restantes, 2017 a 2019, e apresenta um caráter mais estrutural, sendo observados indicadores como os riscos de déficit e valores de custo marginal de operação. Nesse período, a expansão da geração e da transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento ao mercado de forma estrutural.

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, como riscos de déficit, valor esperado da energia não suprida e custos marginais de operação.

Sob o enfoque da análise das condições de atendimento à carga, as avaliações probabilísticas para o horizonte 2017/2019 com base nos riscos de déficit de energia indicam adequação ao critério de suprimento preconizado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), na medida em que os riscos de déficit são inferiores a 5% em todos os subsistemas;

A análise do atendimento da demanda máxima indica que, apesar da existência de sobras de disponibilidade para atender a demanda máxima do SIN, poderão ser necessárias ações especiais de despacho para manter o controle de frequência em situações de aumentos não previstos da demanda máxima em função da elevação de temperatura nos meses de verão, uma vez que a demanda máxima apresenta uma tendência de elevação da ordem de 4.000 MW a cada 10ºC, a partir de temperaturas próximas de 35ºC;

Além disso, foi identificada elevada frequência de congestionamentos na interligação Norte/Sul, com redução ao final do horizonte, quando da entrada do reforço associado ao escoamento da energia da usina de Belo Monte, ratificando o diagnóstico das avaliações energéticas quanto à necessidade de avaliações custo/benefício de reforços/antecipações.

 

Horizonte de Curto Prazo

O ano de 2015, sob o ponto de vista climático, foi caracterizado logo em seu início pela ocorrência de uma anomalia positiva da pressão atmosférica na região Centro-Sul do país, que provocou um bloqueio da entrada de frentes frias e de sistemas de baixa pressão. Este fenômeno também conduziu a uma redução do transporte de umidade da Amazônia para a região Sudeste do Brasil e levou à não ocorrência de episódios da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS).  Consequentemente, houve precipitações significativamente abaixo da média nas bacias hidrográficas localizadas nas regiões Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte, configurando-se uma situação desfavorável no período úmido em importantes bacias do SIN, como as dos rios Paranaíba, Grande, São Francisco e Tocantins.

A ocorrência do fenômeno El Niño, associado à elevação da temperatura da superfície do mar na região do Pacífico Equatorial, passou a ter uma forte influência no regime de chuvas no Brasil. Na região Sul, notadamente, houve episódios de altas precipitações, e, nos trechos mais ao norte das regiões Nordeste e Norte, ocorreu um quadro de anomalias negativas de precipitação. O evento El Niño que se iniciou durante o verão/outono de 2015, foi classificado como muito forte e está entre os três mais intensos da história, tendo atingido o seu pico em novembro de 2015.

Nesse contexto, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresentou afluências desfavoráveis no período úmido de 2015, em continuidade ao observado no ano de 2014, com apenas 74% da MLT, representando o oitavo pior período úmido do histórico. O período seco teve afluências em torno da média, com 109% da MLT, o que totalizou um valor anual de 89% da MLT. No subsistema Sul, as afluências foram muito favoráveis com 140% da MLT no ano. No subsistema Norte, o comportamento das afluências foi desfavorável, com 73% da MLT, especialmente em seu período chuvoso (71% MLT). No Nordeste, o ano foi muito crítico, com 38% da MLT, sendo classificado como o mais seco do histórico de 85 anos, ainda pior que 2014, que havia sido caracterizado como o pior do histórico naquele momento.

Em 2015, mais uma vez, ficou evidenciada a diversidade hidrológica dos subsistemas componentes do SIN. Caracterizou-se uma condição hidrológica de transição de crítica para média no subsistema Sudeste/Centro-Oeste; muito úmida no Sul, refletindo o início da atuação do evento El Niño; seca no Norte; e a mais crítica no Nordeste, constituindo-se, nesse subsistema, um novo período crítico plurianual, como mostrado na Tabela 1.

Tabela 1 – Energia Afluente por Subsistema

A Tabela 2 apresenta um resumo das condições das afluências nas bacias hidrográficas em 2015, mostrando também a diversidade hidrológica observada entre as principais do subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Enquanto observaram-se condições críticas nas bacias do rio Grande, Paranaíba, Tietê, Paraíba do Sul, Paraná e Doce (pior do histórico), ocorreram afluências muito favoráveis nos rios Paranapanema e Madeira. Nessa tabela, as bacias dos rios Jacuí, Iguaçu e Uruguai, integrantes do subsistema Sul, mostraram um comportamento uniforme e muito favorável em 2015.

Tabela2 – Armazenamento e Energia Afluente por Bacia

Como consequência dessas reduzidas afluências na maior parte das bacias do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, notadamente no período úmido, e nas bacias dos subsistemas Nordeste e Norte, os níveis de armazenamento dos reservatórios nesses três subsistemas manteve-se baixo, chegando ao fim do ano, no caso do Nordeste e do Norte, com valores inferiores aos registrados no ano anterior, conforme a Tabela 3.

Tabela3 – Energia Armazenada por Subsistema

As medidas operativas e de gerenciamento dos recursos hídricos adotadas em 2014, em razão da escassez hídrica observada nas principais bacias dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste naquele ano, foram mantidas diante da permanência de condições hidrológicas e de armazenamento desfavoráveis nestes subsistemas em 2015, sendo exigido do ONS, na elaboração dos Programas Mensais de Operação e suas revisões semanais, o cuidadoso gerenciamento dos recursos hidroenergéticos disponíveis. Dentre as medidas operativas implantadas com este fim, destacam-se a preservação dos armazenamentos dos reservatórios de cabeceira das principais bacias hidrográficas, o despacho pleno da disponibilidade das usinas termelétricas por Segurança Energética, e o uso da capacidade de transmissão de energia para realizar transferências das regiões com maiores disponibilidades energéticas, Norte e Sul, para aquelas em piores condições, Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste.

Além disso, teve grande importância para a garantia do atendimento eletroenergético em 2015 a permanência da política operativa de flexibilização de algumas das principais restrições hidráulicas do SIN, resultantes 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 hidrelétricas 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;
• Armazenamento mínimo na usina hidrelétrica de Mascarenhas de Moraes (75% de seu volume útil) para captação de água e travessia de balsa no reservatório; e
• Regra especial de rebaixamento dos reservatórios das usinas de Jirau e Santo Antônio, que assegurou condições para não agravar as cheias a montante e a jusante das usinas, minimizando o risco de paralização das usinas.

A implementação destas medidas operativas, associada à evolução das condições hidroenergéticas do SIN ao longo do ano, bem como a expectativa de se atingir níveis de armazenamento da ordem de 30 % nas regiões Sudeste/Centro Oeste, ao final de novembro de 2015, possibilitaram ao CMSE deliberar pelo desligamento das usinas térmicas com Custo Variável Unitário (CVU) acima de R$600/MWh, despachadas por Segurança Energética, a partir do dia 08 de agosto 2015, com uma redução de cerca de 2.000 MWmed de energia e consequente economia no custo mensal de operação das usinas térmicas.