CARLA SILVA DAGOSTIN OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA CONFORME O PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA 2021

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1 CARLA SILVA DAGOSTIN OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA CONFORME O PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA 2021

2 AGENDA INTRODUÇÃO PREMISSAS BÁSICAS DO PLANO EVOLUÇÃO DO CONSUMO OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA GERAÇÃO TRANSMISSÃO

3 INTRODUÇÃO Uma visão integrada da expansão da demanda e da oferta de diversas fontes energéticos no período É um importante instrumento de planejamento É um importante instrumento de planejamento para o setor energético nacional e contribui para estratégias de desenvolvimento do país a serem traçadas pelo Governo Federal

4 ELABORAÇÃO DO PLANO EPE Empresa de Pesquisa Energética com o apoio da equipe da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético SPE/MME e da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis SPG/MME. Também contou com a participação de técnicos das empresas do setor elétrico e de diversos órgãos e entidades recebidas, o que aprimorou a qualidade das análises efetuadas.

5 EPE EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA Tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras." conforme art 2º da Lei DE 15/03/04 LEGISLAÇÃO RELACIONADA: - Lei , de 15 de Março de Autoriza a criação da Empresa de Pesquisa Energética EPE e dá outras providências. - Decreto 5.184, de 16 de Agosto de Cria a Empresa de Pesquisa Energética EPE, aprova seu Estatuto Social e dá outras providências.

6 PREMISSAS BÁSICAS ADOTADAS PLANO DECENAL DE CENÁRIO MACROECONÔMICO PERSPECTIVA DO PREÇO DO PETRÓLEO CRESCIMENTO DEMOGRÁFICO

7 CENÁRIO MACROECONÔMICO A projeção é de que haja crescimento a uma taxa acima da média mundial.

8 EVOLUÇÃO DO PREÇO DO PETRÓLEO PLANO DECENAL DE Outra variável relevante na projeção da demanda e da oferta de energia é o preço do petróleo. Cotado em Londres a 2016 o preço fica patamar elevado porque a oferta é maior que a demanda pós crise (Europa Euro); 2017 a 2021 a demanda vai diminuir devido as politicas de substituição e eficiencia energeticas;

9 CRESCIMENTO DEMOGRÁFICO A população brasileira cresce a um ritmo menor e portanto envelhecendo. Verificar a possibilidade de variação abrupta da população regional.

10 EVOLUÇÃO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA Ex: As industrias estão perdendo campo devido as condições mais atrativas de aquisição de energia eletrica oferecida por outro paises menor maior Maior queda

11 EVOLUÇÃO DO CONSUMO

12 EVOLUÇÃO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA Segmento Residencial A evolução do consumo residencial de energia resulta: do crescimento do número de domicílios da evolução da posse e uso dos equipamentos eletrodomésticos da potência de consumo de cada equipamento da evolução dos índices de eficiência energética dos mesmos. Com auxilio do Programa Luz para o número de domicílios particulares permanentes com energia elétrica passará de 62 milhões em 2011 para cerca de 77 milhões de unidades em 2021.

13 ETAPAS DO PROCESSO DE PROJEÇÃO DA DEMANDA DE ENERGIA

14 CONSUMO FINAL ENERGÉTICO POR FONTE queda aumento queda

15 AUTO PRODUÇÃO ENERGÉTICA A projeção da autoprodução de energia elétrica,mostra uma expansão de 9,6% ao ano, atingindo 118 TWh em Assim, o setor energético aumenta significativamente a sua participação no total da autoprodução de eletricidade. * E&P = EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO

16 CONSUMO DE GÁS NATURAL Este total não inclui o consumo proveniente das atividades de E&P - EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO A demanda total de gás natural em 2021 poderia atingir 186 milhões de m3/dia (máxima diária)

17 CONSUMO FINAL POR FONTE Perda de importância dos derivados de petróleo, destacadamente da gasolina. O gás natural e os derivados da cana passam a ter maior peso.

18 CONSUMO FINAL POR SETOR Ganho de participação do setor energético, e leve perda de importância dos setores industrial, residencial e agropecuário.

19 OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA : GERAÇÃO

20 GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PLANO DECENAL DE O incremento médio anual da carga de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional SIN será de MWmed no período % - subsistemas Sul, Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia 28% - subsistemas Norte, Nordeste e Manaus/Amapá/Boa Vista. Esse incremento já considera ganhos de eficiência energética e de participação da autoprodução

21 LEILÕES DE COMPRA DE ENERGIA PLANO DECENAL DE A expansão da geração no horizonte decenal incorpora os resultados dos leilões de compra de energia elétrica promovidos até dezembro de 2011

22 O CRONOGRAMA DOS LEILÕES Nesse cronograma pode ser visto que o 2 quinquênio ainda é objeto de estudo

23 INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA DOS PAÍSES LATINO- AMERICANOS Traz benefícios para ambas as partes, por exemplo, ITAIPU (traz vantagens para os dois lados). Predomínio de fontes que geram energia renovável e de baixo custo (exemplo: hidrelétricas)

24 INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA DOS PAÍSES LATINO- AMERICANOS O potencial hídrico em estudo é de: - 7GW no Peru - 8GW na Guiana - 20,3 GW na Bolívia - 40,4 GW na Argentina - Tambem em estudo a integração eletroenergética entre o Brasil e Uruguai para aproveitamento por ambos dos recursos disponíveis.

25 SISTEMA EXISTENTE SIN - Sistema Interligado Nacional

26 CAPACIDADE INSTALADA EM SISTEMAS ISOLADOS MAIOR Amazonas

27 METODOLOGIA E CRITÉRIOS O planejamento da expansão da oferta de energia elétrica é realizado com base em normas estabelecidas pelo Conselho Nacional de Política Energética CNPE. Resoluções do Conselho (CNPE nº 1, de 18 de novembro de 2004, e nº 9, de 28 de julho de 2008 ) determinam que o custo marginal de operação (CMO) deve ser igual ao custo marginal de expansão (CME) e que o risco máximo de déficit permitido é de 5% em cada subsistema do SIN. SIN - Sistema Interligado Nacional

28 DIRETRIZES Devido ao compromisso brasileiro para redução da emissão de gases do efeito estufa * e para fazer frente ao crescimento econômico, de forma segura, econômica foram priorizadas às fontes renováveis de energia (as grandes e pequenas centrais hidrelétricas, as usinas eólicas e as usinas movidas a biomassa) *Lei nº de 29/12/2009 regulamentado por meio do Decreto nº de 09/12/2010

29 INTERLIGAÇÃO ENTRE SUBSISTEMAS PLANO DECENAL DE

30 EXPANSÃO DA GERAÇÃO SIN - Sistema Interligado Nacional MENOR E MAIOR VARIAÇÃO = 100% = Nas regiões Sudeste/Centro-Oeste, há uma redução de 59% para 44% na participação na oferta total do sistema

31 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA HIDROTÉRMICA Destaque : manutenção do perfil fortemente renovável da matriz elétrica brasileira

32 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA HIDROELÉTRICA MW só em 2024 devido ao longo período de motorização de alguns empreendimentos de grande porte

33 ACRÉSCIMO DA CAPACIDADE INSTALADA HIDRELÉTRICA Na região Norte é onde ocorrerá a maior expansão hidrelétrica, devido à entrada em operação de grandes empreendimentos, com destaque para a usina hidrelétrica de Belo Monte.

34 EVOLUÇÃO DO ARMAZENAMENTO DO SIN POR REGIÃO SIN - Sistema Interligado Nacional O Gráfico mostra a quantidade de energia que pode ser armazenada nos reservatórios em cada região do país, no início e no final do horizonte deste Plano.

35 IMPOSSIBILIDADE DE ARMAZENAMENTO Boa parte das usinas viabilizadas recentemente deve operar a fio d água - toda vazão afluente deve ser turbinada ou vertida, pois não pode ser armazenada Consequências: - impossibilidade de controle de cheias - maior exigência das atuais usinas do sistema, gerando grandes alterações de nível dos reservatórios ao longo de curtos ciclos hidrológicos (muitas vezes não é possível devido a restrições operativas hidráulicas) - maior despacho térmico para atender às exigências sazonais da carga, que não poderão ser atendidas pelo armazenamento hidráulico

36 ACRÉSCIMO DA CAPACIDADE INSTALADA TERMELÉTRICA DESTAQUE: Região Nordeste- maior expansão, decorrente dos resultados dos leilões de energia nova já realizados, nos quais não houve oferta suficiente de fontes renováveis, a preços competitivos, para atender ao crescimento da carga. Obs: Este gráfico não incorpora a geração termelétrica nuclear.

37 GERAÇÃO TÉRMICA ANUAL 3% 1% As usinas térmicas que possuam flexibilidade operativa podem ficar muitos meses sem gerar energia, na medida em que o sistema prioriza a operação das fontes renováveis: usinas hidrelétricas (incluindo as pequenas centrais hidrelétricas), pequenas centrais termelétricas a biomassa e eólicas.

38 DISTRIBUIÇÃO DO POTENCIAL INSTALADO As usinas com CVU (CUSTO VARIAVEL UNITARIO), acima de 400 R$/MWh são movidas a óleo combustível e diesel, são caras e bastante poluentes. Esta análise permite avaliar a localização dos blocos termelétricos que serão poupados de gerar nos cenários de melhor hidrologia

39 ACRÉSCIMO DE OUTRAS FONTES RENOVÁVEIS Outras fontes renováveis: destacadamente as pequenas centrais hidrelétricas (PCH), usinas eólicas e térmicas a biomassa.

40 EMPREENDIMENTOS EÓLICOS -450 projetos na região Nordeste (12 mil MW) -150 projetos na região Sul (4,3 mil MW) Projetos eólicos habilitados somam cerca de 600 empreendimentos cuja potência total supera 16 mil MW.

41 PCH PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS 563 MW de obras com andamento adequado 983 MW de projetos com impedimentos 991 MW de projetos que não dispunham ao menos da licença de instalação

42 USINAS TÉRMICAS A BIOMASSA destacam-se os empreendimentos que utilizam resíduos do processamento industrial da cana-deaçúcar, principalmente o bagaço (biomassa). o potencial técnico de produção de energia elétrica, deve superar os 10 GW médios até Potencial localizado principalmente nos estados de SP, GO, MS e PR (maiores centros consumidores de energia). investimentos para o desenvolvimento desta fonte estão sujeitos à volatilidade do setor sucroalcooleiro, o que pode inibir, a ampliação da capacidade de geração, assim como a sua competitividade nos leilões com outras fontes, especialmente a eólica.

43 ENERGIA SOLAR Potencial no território brasileiro para sua conversão em energia elétrica, com irradiação global média anual entre e kwh/m²/ano. Países europeus que mais exploram esta fonte : Alemanha nas faixas kwh/m²/ano e Espanha kwh/m²/ano. Os custos atuais desta tecnologia são muito elevados e não permitem sua utilização em volume significativo. Porém, esses custos têm registrado acentuada queda nos últimos anos, podendo tornar a fonte competitiva no horizonte de planejamento decenal.

44 CENTRAIS SOLARES HELIOTÉRMICAS PLANO DECENAL DE Em usinas heliotérmicas, o vapor utilizado para impulsionar as turbinas é gerado pela irradiação solar. Espelhos e lentes concentram a irradiação solar em um ponto no qual a água se vaporiza. As três tecnologias mais comuns são: a de torres solares centrais coletores com lentes fresnel cilindros e discos parabólicos que baseiam-se em quatro componentes básicos: coletores, receptores, transporte e armazenamento de energia e um conversor de potência. Fonte : renovaveis/energia-heliotermica/

45 CENTRAIS SOLARES HELIOTÉRMICAS PLANO DECENAL DE

46 CENTRAIS SOLARES HELIOTÉRMICAS PLANO DECENAL DE Os coletores Fresnel têm duas variações: o coletor Fresnel de lentes e o refletor linear Fresnel. O primeiro consiste de um material plástico transparente de modo a concentrar os raios a um receptor, enquanto o segundo é formado por uma série de tiras planas lineares de espelho (vide esquema na Figura 10 e fotos na Figura 11). FONTE:

47 CENTRAIS SOLARES HELIOTÉRMICAS PLANO DECENAL DE O refletor linear Fresnel pode ter diferentes arranjos. Os espelhos podem ser alinhados como uma parábola. Outro arranjo possível é a disposição das tiras de espelho no chão (ou em outro terreno plano) e a luz ser concentrada em um receptor linear montado em uma torre. Uma desvantagem do refletor linear Fresnel é o cuidado necessário no projeto para evitar que um espelho cause sombra em outro, aumentando o tamanho da área a ser ocupada pela planta. FONTE:http://www.cresesb.cepel.br/content.php?cid= 561#item_2_4 Fonte : renovaveis/energia-heliotermica/

48 CENTRAIS SOLARES HELIOTÉRMICAS PLANO DECENAL DE Até agora não existe nenhuma central de geração de energia heliotérmica no Brasil. Um sistema piloto com capacidade de 1MW está em fase de planejamento e construção na cidade de Petrolina, no estado de Pernambuco, com propósito de pesquisa. No horizonte decenal se visualiza a necessidade de aprimoramento tecnológico de alguns de seus componentes e significativa redução de custos para e tornarem competitivas com as outras fontes

49 PARTICIPAÇÃO DAS FONTES -Hidrelétricas,redução de apenas 1% -Outras fontes renováveis de energia (biomassa, PCH e eólica) expansão de 4% basicamente entre as regiões Sudeste/Centro- Oeste, Nordeste e Sul. --Termelétricas, caem 4%. -As usinas nucleares aumentarão 1%, com a entrada em operação da usina de Angra 3, prevista para o ano de 2016.

50 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA POR FONTE DE GERAÇÃO O gráfico ilustra esta evolução no final dos anos 2011, 2015 e 2021, agregando as fontes em 6 blocos: geração hidrelétrica, termelétrica, nuclear e de outras fontes renováveis (PCH, BIO e EOL).

51 ACRÉSCIMO DE CAPACIDADE INSTALADA POR FONTE Destaque: Expansão do Gás Natural em 2021

52 BALANÇO ESTÁTICO DE GARANTIA FÍSICA REGIÃO SUL O crescimento da carga prevista para a região não vem acompanhada do crescimento na oferta local.

53 CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO PLANO DECENAL DE A expansão planejada atende ao critério econômico no horizonte de planejamento. Porém, os custos marginais médios anuais oscilam, podendo ficar bem abaixo do valor de CME de referência estabelecido para este Plano (102 R$/MWh).

54 RISCO DE DÉFICIT POR SUBSISTEMA PLANO DECENAL DE O critério de segurança no abastecimento é atendido, já que a probabilidade de déficit é inferior a 5% em todas as regiões

55 CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO X DÉFICIT DE ENERGIA O Gráfico compara os valores déficits de energia com o custo marginal correspondente, em cada um dos cenários simulados, no patamar de carga média, para o ano de 2021 (janeiro a dezembro). Todos os subsistemas apresentam comportamento similar. O gráfico é referente ao sistema SE/CO por ser o mais representativo. Percebe-se que apenas 27% dos cenários em 2021 apresentam CMO superior ao valor do CME e em menos de 1% há déficits, quando o valor do CMO se iguala ao custo atribuído ao déficit.

56 CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO X DÉFICIT DE ENERGIA Os resultados da simulação apresentados, sinalizando baixos riscos de déficit ao longo de todo o horizonte do estudo, em sua maioria, inferiores a 3% nos subsistemas Sudeste/Centro- Oeste e Sul, são consequência da expansão hidrelétrica projetada associada à capacidade térmica instalada, que corresponde a 16% da capacidade total instalada no final do horizonte. Nesta configuração, eventuais déficits são substituídos por geração termelétrica, cujo custo de operação é bem inferior ao custo do déficit. O custo do déficit de energia é de R$ 3.100,00/MWh, enquanto que o CVU da térmica mais cara do sistema é de R$ 1.047,38/MWh.

57 DEMANDA MÁXIMA DE POTÊNCIA PLANO DECENAL DE O Gráfico apresenta o empilhamento das demandas máximas de cada região. A sua envoltória superior é a soma das demandas máximas coincidentes, sobre as quais é acrescido 5% para o atendimento à reserva operativa. Mostra também os valores de demanda máxima coincidente do SIN, sempre abaixo da envoltória anteriormente citada, em até 3%.

58 RISCO DE DÉFICIT DE POTÊNCIA PLANO DECENAL DE Percebe-se que, para os cenários hidrológicos analisados, os déficits ocorrem apenas após 2019, em somente quatro períodos, com probabilidade de aproximadamente 1%.

59 PROFUNDIDADE DO DÉFICIT O cenário identificado com maior déficit atingiu apenas 1,6% da demanda do SIN

60 SOBRAS FINAIS DE POTÊNCIA Valores nulos de sobras indicam que a região ou exportou todas suas sobras ou precisou receber potência de outras regiões para atender sua demanda. No caso do Sul, estes valores evidenciam a característica importadora desta região.

61 GERAÇÃO TÉRMICA ADICIONAL Destaca-se que são esperados valores não nulos já no primeiro ano de análise, e que estes tendem a crescer ao longo do horizonte.

62 ESTIMATIVA DE INVESTIMENTO A expansão em geração, no período 2012 a 2021, requer investimentos da ordem de R$ 213 bilhões. Cabe ressaltar que grande parte destes investimentos refere-se às usinas já autorizadas, entre elas, as usinas com contratos assinados nos leilões de energia nova. O montante a investir em novas usinas, ainda não contratadas ou autorizadas (planejadas) é da ordem de R$ 117 bilhões, sendo 57% em hidrelétricas e 42% no conjunto de outras fontes renováveis (PCH + biomassa + eólica)

63 DIAGRAMA USINAS TERMELÉTRICAS PLANO DECENAL DE Fonte: Elaboração EPE

64 OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA: TRANSMISSÃO

65 EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO PLANO DECENAL DE A expansão da Rede Básica de transmissão (tensão igual ou superior a 230 kv) deve ser estabelecida de forma a permitir que os agentes de mercado tenham livre acesso à rede, possibilitando a competição na geração e na comercialização de energia elétrica no sistema interligado. Além de atender ao mercado, a transmissão desempenha o papel de interligar os submercados de energia elétrica, permitindo a equalização dos preços da energia por meio da minimização dos estrangulamentos entre os submercados, resultando na adoção de um despacho ótimo do parque gerador.

66 OBJETIVO DOS ESTUDOS DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO Análise do desempenho dinâmico do sistema interligado e determinação dos limites de intercâmbios nas interligações Avaliação dos níveis de curto-circuito nas subestações ao longo do período decenal, de modo a caracterizar a superação dos limites de carregamento dos equipamentos e sua influência na definição da topologia das alternativas de transmissão

67 OBJETIVO DOS ESTUDOS DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO Evolução das tarifas de uso do sistema de transmissão (TUST) Estudos específicos de integração de empreendimentos de geração mais relevantes ou de suprimento de cargas em pontos específicos do sistema. Estudos adicionais também se fazem necessários para dimensionar e especificar as obras a serem incluídas pelo MME MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA no programa de licitação da transmissão. Principalmente as obras a serem instaladas nos cinco primeiros anos do período decenal.

68 TOPOLOGIA DA REDE DE TRANSMISSÃO Rede Básica de transmissão do SIN, devido à sua grande extensão territorial e à presença de um parque gerador hidrelétrico, se desenvolveu utilizando uma grande variedade de níveis de tensão (230 kv a 750 Kv) em função das distâncias envolvidas entre as fontes geradoras e os centros de carga.

69 PRINCIPAIS FUNÇÕES Transmissão da energia gerada pelas usinas para os grandes centros de carga Integração entre os diversos elementos do sistema elétrico para garantir estabilidade e confiabilidade da rede Interligação entre as bacias hidrográficas e regiões com características hidrológicas heterogêneas de modo a otimizar a geração hidrelétrica Integração energética com os países vizinhos

70 INTERLIGAÇÕES REGIONAIS O SIN está dividido em quatro subsistemas: - Sul (S) Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná - Sudeste Centro-Oeste (SE/CO) Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, São Paulo, Goiás, Distrito Federal, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Acre e Rondônia - Norte (N) Pará, Tocantins e Maranhão, a partir de 2012, parte do Amazonas e Amapá e, a partir de 2014, parte de Roraima, passarão a fazer parte deste submercado - Nordeste (NE) Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia.

71 INTERLIGAÇÕES COM PAÍSES VIZINHOS Além do projeto binacional de Itaipu, envolvendo Brasil e Paraguai, a configuração atual contempla interligações do Brasil com Argentina, Uruguai e Venezuela. A possibilidade de ampliação dessas interligações ou A possibilidade de ampliação dessas interligações ou o estabelecimento de novos pontos de interligação tem sido objeto de análises específicas no âmbito de acordos internacionais entre o governo brasileiro e os países limítrofes sul-americanos visando à integração energética regional.

72 INTERLIGAÇÃO COM A ARGENTINA PLANO DECENAL DE O Brasil possui duas interligações elétricas com a Argentina, ambas feitas através de conversoras de frequência 50/60 Hz, tipo back-to-back. A primeira conversora, com 50 MW, está conectada ao sistema argentino por uma linha de transmissão em 132 kv, entre a subestação de Uruguaiana/RS no Brasil e a subestação de Paso de Los Libres, na Argentina. A segunda conversora, Garabi (2200 MW), é conectada do lado argentino através de uma linha de transmissão em 500 kv com 150 km entre Garabi e Rincón e, do lado brasileiro, por linhas em 500 kv entre Garabi e as subestações de Santo Ângelo (147 km) e Itá (228 km).

73 INTERLIGAÇÃO COM O URUGUAI PLANO DECENAL DE A interligação Brasil Uruguai existente é realizada através de uma conversora de frequência 50/60 Hz, back-to-back, de potência 70 MW, localizada em Rivera (Uruguai) e de uma linha de transmissão em 230/150 kv, interligando a subestação de Santana do Livramento, no Brasil, à subestação de Rivera.

74 INTERLIGAÇÃO COM A VENEZUELA PLANO DECENAL DE A interligação Brasil Venezuela é realizada através de um sistema de transmissão em 230/400 kv, com cerca de 780 km, interligando a subestação de Boa Vista no Brasil à subestação Macagua na Venezuela. A capacidade deste sistema é de 200 MW.

75 COPA DO MUNDO DE 2014 Para o atendimento a critérios e procedimentos de segurança diferenciados, adotados em eventos desta magnitude, foi gerado um conjunto de obras adicionais para suprimento às cidades-sede do Rio de Janeiro, São Paulo, Curitiba e Belo Horizonte, apresentadas na Tabela 50, totalizando um investimento da ordem de R$ 180 milhões.

76 COPA DO MUNDO DE 2014 Destaque para as obras realizadas em Curitiba

77 SISTEMAS DE TRANSMISSÃO REGIONAIS Os estudos referentes a este Plano possibilitaram a indicação dos requisitos de expansão da transmissão dos sistemas regionais necessários para o bom desempenho do SIN. A seguir serão descritos os empreendimentos A seguir serão descritos os empreendimentos necessários na Região Sul para dotar a Rede Básica da transmissão para atender o crescimento da carga no horizonte decenal e escoar a potência gerada pelas usinas que fazem parte do Plano de Geração deste plano.

78 REGIÃO SUL A Região Sul, constituída pelos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná, cumpre um importante papel na integração com os países do Mercosul, com destaque na importação/ exportação de energia com a Argentina, Uruguai e Paraguai, e o estado de Mato Grosso do Sul.

79 SISTEMA ELÉTRICO Este sistema, além do atendimento ao mercado regional, participa da otimização energética entre as regiões Sul e Sudeste através de conexões com os estados de São Paulo e Mato Grosso do Sul. Extensa malha de Rede Básica em 525 kv que constitui o sistema de conexão entre as usinas hidrelétricas das Bacias dos rios Iguaçu e Uruguai. Os grandes centros de carga são atendidos por subestações de 525/230 kv, a partir das quais se desenvolve a malha em 230 kv.

80 SISTEMA ELÉTRICO REGIÃO SUL PLANO DECENAL DE Das interligações internacionais destacam-se: com a Argentina através da Conversora de Garabi (2100 MW) e da Conversora de Uruguaiana (50 MW), com o Uruguai através da Conversora de Rivera (70 MW) e a interligação Copel/Ande (55 MW). principais responsáveis pela Rede Básica : ELETROSUL, COPEL-T e CEEE-T principais concessionárias de distribuição: CELESC, COPEL-D, CEEE-D, AES-Sul e RGE. A ENERSUL é a principal concessionária de distribuição do Mato Grosso do Sul, atende 94% dos municípios do estado.

81 GERAÇÃO REGIONAL O sistema da região Sul no final de 2012 contaou com uma capacidade instalada da ordem de MW, sendo 88% em hidráulicas e 12% em térmicas. A maior parte dos aproveitamentos hidráulicos está localizada nas bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Paraná.

82 CARGA REGIONAL O Gráfico mostra evolução dos patamares de carga pesada, média e leve utilizadas neste ciclo de planejamento para a Região Sul e estado de Mato Grosso do Sul. Verifica-se, para o patamar de carga pesada, um crescimento médio anual de 4,3% no período

83 SISTEMA ELÉTRICO - RIO GRANDE DO SUL O estado do Rio Grande do Sul é suprido através de um sistema em 525 kv, um sistema de 230 kv e complementado com geração das Usinas da Bacia do Rio Jacuí, da Usina Hidrelétrica de Passo Fundo, de gerações térmicas a carvão das Usinas de Presidente Médici e Charqueadas, de gerações térmicas a gás das Usinas de Uruguaiana e Canoas, das Centrais Eólicas dos Parques de Osório, dos Índios e Sangradouro, além das Interligações Internacionais através das conversoras de Garabi, Uruguaiana 5 e Livramento 2.

84 GERAÇÃO LOCAL - RS Geração local: A potência instalada no estado é da ordem de MW, com predominância de fontes hidráulicas e térmicas.

85 CARGA LOCAL - RS A carga do estado do Rio Grande do Sul prevista para o período apresenta um crescimento médio de cerca de 3,6% ao ano, para o patamar de carga pesada. O Gráfico sumariza a evolução para os três patamares de carga.

86 SISTEMA ELÉTRICO - SANTA CATARINA O atendimento elétrico ao estado de Santa Catarina é feito por instalações da Rede Básica nas tensões de 525kV e 230 kv, por DITs na tensão de 138 kv de Propriedade da Eletrosul. O Estado conta com duas SEs 525/230 kv, a SE Blumenau (3 x 672 MVA) suprida por duas linhas de 525 kv, provenientes de Campos Novos/SC e Curitiba/PR, e a SE Campos Novos ( MVA). Nesta subestação, que é ponto de confluência das usinas do Rio Uruguai, estão conectadas quatro linhas de 525 kv, provenientes de Machadinho/RS, Areia/PR, Gravataí/RS e Blumenau/SC.

87 GERAÇÃO LOCAL - SC A potência instalada no estado é da ordem de MW com a predominância de fontes hidráulicas (76%).

88 CARGA LOCAL - SC A carga do estado de Santa Catarina, a qual representa cerca de 26% do total da região, apresenta um crescimento anual médio de 5,3% no período decenal para o patamar de carga pesada. O Gráfico resume os valores previstos para os três patamares de carga.

89 SISTEMA ELÉTRICO - PARANÁ Os principais pontos de suprimento ao estado Paraná são: SE 525/230 kv Curitiba, SE 525/230 kv Areia, SE 525/230 kv Bateias, SE 525/230 kv Londrina Eletrosul e SE 525/230 kv Cascavel Oeste, atendidas por linhas de transmissão provenientes das SEs Itá, Campos Novos, Blumenau e Ibiúna (Sudeste). O Paraná é atedido, principalmente, pela Copel Transmissão e pela ELETROSUL na tensão de 525 kv a 69 kv e pela Copel Distribuição nas tensões de 34,5 kv e 13,8 kv.

90 GERAÇÃO LOCAL - PR A potência instalada no estado é da ordem de MW, com a predominância de fontes hidráulicas (83%).

91 CARGA LOCAL - PR A carga do estado do Paraná, que corresponde a 34% do total da região, apresenta um crescimento anual médio de 4,4% no período decenal para o patamar de carga pesada. A previsão para os três patamares de carga pode ser vista no Gráfico.

92 SISTEMA ELÉTRICO MATO GROSSO DO SUL O sistema de suprimento ao estado do Mato Grosso do Sul é efetuado pela Rede Básica consistindo de um sistema em 230 kv, de propriedade da ELETROSUL e da PPTE - Porto Primavera Transmissora, contando também com as DITs Demais Instalações de Transmissão, de propriedade da ELETROSUL. O estado do Mato Grosso do Sul do Sul possui uma área de 358 mil km², majoritariamente atendida pela concessionária de distribuição ENERSUL e, em menor escala (8% da área), pela ELEKTRO.

93 GERAÇÃO LOCAL - MS A potência instalada no estado é da ordem de MW com a predominância de fontes hidráulicas (77%).

94 CARGA LOCAL - MS A carga do estado do Mato Grosso do Sul, que representa cerca de 5% do total da região, apresenta um crescimento anual médio de 3,3% ao ano no período decenal. A previsão para os três patamares de carga pode ser vista no Gráfico.

95 INVESTIMENTOS EM LINHA DE TRANSMISSÃO

96 INVESTIMENTOS EM LINHA DE TRANSMISSÃO

97 INVESTIMENTOS EM SUBESTAÇÕES PLANO DECENAL DE

98 INVESTIMENTOS EM SUBESTAÇÕES PLANO DECENAL DE

99 TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - TUST A estimativa da evolução das tarifas foi elaborada com base nos casos de fluxos de potência analisados neste ciclo do PDE, considerando as informações referentes à evolução das configurações de geração e da rede elétrica associadas ao crescimento da demanda a ser atendida. Para o cálculo da TUST foi utilizado o Programa Nodal, versão 4.2, que é disponibilizado pela ANEEL, considerando os quatro submercados energéticos: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte.

100 TUST MÉDIA DA GERAÇÃO A projeção do valor médio da TUST de geração em 2021, é de R$ 4,9/kW.mês. Sendo: - Sul R$ 4,9/kW.mês - Nordeste R$ 4,7/kW.mês - Norte R$ 4,2/kW.mês - Sudeste/Centro Oeste R$ 5,9/kW.mês

101 TUST MÉDIA DA GERAÇÃO As tarifas de geração foram calculadas de acordo com as resoluções nºs. 117/04 e 267/07.

102 TUST DA MÉDIA DA CARGA Projeção da TUST de carga EM 2021: - Sul, R$ 6,6/kW.mês - Nordeste R$ 6,9/kW.mês - Norte R$ 6,7/kW.mês - Sudeste/Centro Oeste 6,2 R$/kW.mês

103 TUST MÉDIA DE CARGA

104 TARIFAS DE CARGA

105 DISTRIBUIÇÃO DA TUST DE GERAÇÃO 2021 Observa-se um crescimento dos valores da TUST (Tarifa de uso do sistema de Transmissão) na geração que podem chegar a 12R$ /kw.mês em usinas do Sudeste e Centro- Oeste em 2021

106 DISTRIBUIÇÃO DA TUST DE GERAÇÃO 2021 OBRIGADA

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