VOLUME I CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO

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1 PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2013/2017 PEN 2013 VOLUME I CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, Centro Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2013/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS RE /2013 PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2013/2017 PEN 2013 VOLUME I CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO JUNHO 2013 PEN Vol 1 - Condições de Atendimento.doc

3 Sumário 1 Apresentação 5 2 Conclusões e Recomendações Conclusões Recomendações 14 3 Premissas Básicas Previsões de Carga Oferta Existente e em Expansão Oferta Existente em dezembro de Cronologia da Expansão da Oferta de 2012 a Geografia da Expansão da Oferta de 2013 a Características da oferta em expansão entre 2013 e Redução do Grau de Regularização Sazonalidade da Oferta Complementaridade da Oferta Custo e relevância da oferta térmica Impactos da Oferta até 2017 na segurança operativa do SIN Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2013 e Subsistemas Elétricos Acre Rondônia e Sistema de Transmissão do Madeira Manaus-Macapá (TMM) Outras Premissas CAR Custo do Déficit Níveis de Armazenamento 50 4 Cenários Avaliados Cenário de Referência (CR) Cenário de Sensibilidade 53 5 Síntese dos Resultados das Avaliações Energéticas Resultados do Cenário de Referência CR Riscos de déficit de energia Custos Marginais de Operação Análise com séries históricas de energias naturais - Cenário CR Balanço Estático de Energia Balanço Estático de Garantia Física Balanço Estático Complementar para o Subsistema Sul Balanço Estático Complementar para o Subsistema Nordeste Balanço de Energia Firme Balanço Estático de Demanda Máxima 73 3 / 137

4 5.5.1 Premissas Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima do SIN Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima dos subsistemas Sudeste/C.Oeste e Sul Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima dos subsistemas Norte e Nordeste Expectativa de Geração Térmica para atendimento à Demanda Máxima Cenário de Sensibilidade CS Sensibilidade à carga do Cenário de Referência 89 6 Aplicação dos Indicadores de Segurança Energética 93 7 ANEXOS Anexo I Evolução dos CMOs mensais e Análise das Interligações Anexo II Projeções de Carga Anexo III Evolução da Capacidade Instalada por Subsistema Anexo IV Carta Compromisso da Petrobras com ANEEL133 Lista de figuras e tabelas / 137

5 1 Apresentação O Plano da Operação Energética - PEN tem como objetivo apresentar as avaliações das condições de atendimento ao mercado previsto de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN para o horizonte do planejamento da operação energética, cinco anos à frente. Visando garantir e/ou aumentar a margem de segurança da operação do SIN, este horizonte é necessário para que, com base nos critérios de segurança da operação utilizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, possa ser avaliada a necessidade de se tomar decisões e/ou estudos de antecipação e/ou implantação de reforços de geração/transmissão pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE/Empresa de Pesquisa Energética - EPE, órgãos coordenados pelo Ministério de Minas e Energia MME. Neste contexto, este Plano da Operação Energética 2013/ PEN 2013 avalia as condições de atendimento ao SIN para o horizonte de maio de 2013 a dezembro de As análises tomam por base o Programa Mensal de Operação PMO de maio de 2013 no que diz respeito à oferta existente, às interligações inter-regionais, às expansões previstas de transmissão, aos condicionantes referentes à segurança operativa e as restrições ambientais e de uso múltiplo da água existentes e previstas nas bacias hidrográficas. A carga prevista corresponde à 1ª Revisão Quadrimestral e a expansão da oferta prevista de geração tem como referência os cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de maio de A elaboração do PEN ao final da estação chuvosa do SIN permite mitigar as incertezas inerentes às condições de armazenamento inicial e ao comportamento das vazões ao longo do período úmido. Desta forma, foram considerados os estoques armazenados no início de maio/2013. Cabe destacar que as condições iniciais dos armazenamentos vêm assumindo importância crescente nas avaliações das condições de atendimento no SIN, tendo em vista a perda gradual da regularização plurianual dos reservatórios. Esta perda se deve ao crescimento da carga sem a equivalente incorporação de novos projetos de oferta hidroelétrica com reservatórios de regularização de porte significativo. Com relação à geração de cenários sintéticos de energia natural afluente (ENA), foi observado, nas avaliações recentes que antecederam este PEN, que os índices de desempenho do sistema, tais como os riscos de déficit, valor esperado da energia não suprida e custos marginais de operação, ficaram 5 / 137

6 fortemente influenciados pela adoção da geração de cenários condicionada ao passado recente (uso da tendência hidrológica), não só no primeiro ano, mas em todos os demais anos do horizonte de planejamento. Considerando a característica estrutural deste Plano, a persistência dessa influência não é adequada. Logo, a partir do PEN 2013 será adotada a geração de cenários não condicionada ao passado recente, considerando a característica estrutural do PEN. Uma premissa adotada nesse PEN 2013 foi a consideração da geração térmica na base no período entre maio e novembro de 2013, representando a aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP no primeiro ano. As principais diretrizes para execução das avaliações energéticas estão contidas nos Procedimentos de Rede, Submódulo 7.2 Planejamento anual da operação energética, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 372/09 de 05/08/2009, e Submódulo 23.4 Diretrizes e critérios para estudos energéticos, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 461/2011 de 11/11/2011. Destaca-se que, nos cenários de oferta formulados no PEN 2013, foram consideradas somente as obras já contratadas para entrega de energia até 2017, incluindo o último leilão de energia nova realizado em 2012: 14º LEN A-5 (14/12/2012). Não obstante, estão previstos leilões para 2013: o 5º LER, exclusivo para eólicas, com entrega de produto em 2015, o que poderá justificar uma reavaliação das condições de atendimento apresentadas neste Relatório, na medida em que uma oferta maior poderá ser disponibilizada; e o 15º LEN (A-5), que, no entanto, poderá apresentar contribuições para a matriz de energia elétrica somente a partir de Destaca-se também que para 2017 a oferta de energia ainda poderá ser aumentada através de um LEN A-3 e/ou outros leilões de reserva para fontes alternativas a serem realizados em Assim como no PEN 2012, nos estudos do PEN 2013 os subsistemas elétricos Acre/Rondônia AC/RO e Tucuruí/Manaus/Macapá TMM foram considerados em separado, de forma que as condições de atendimento às suas cargas possam ser avaliadas com base numa configuração energética mais representativa da prática operativa. Foram, também, considerados mais três subsistemas em separado: Madeira, Belo Monte e Teles Pires, visando melhor representação das usinas hidráulicas a fio d água programadas para esses subsistemas, proporcionando uma melhor estimativa dos recursos hidráulicos e, consequentemente, em toda a otimização do SIN. 6 / 137

7 O PEN 2013 é apresentado nos seguintes volumes: Sumário Executivo, que apresenta um resumo das principais premissas, dos principais resultados e das conclusões e recomendações. Volume I Condições de Atendimento, que apresenta, além das conclusões e das recomendações, uma análise mais detalhada dos principais resultados das avaliações energéticas para o horizonte 2013/2017; e Volume II - Relatório Complementar, que, além de resultados de avaliações complementares não apresentados no Volume I, traz ainda conceitos básicos necessários à interpretação dos resultados, um resumo da metodologia adotada e um conjunto de Anexos detalhando as informações e os dados considerados nestes estudos. O presente Relatório, correspondente ao Volume I Condições de Atendimento, está estruturado como descrito a seguir. O Item 2 Conclusões e Recomendações apresenta as conclusões e recomendações que o ONS julga relevantes para garantir a margem adequada de segurança da operação do SIN no horizonte 2013/2017. No Item 3 Premissas Básicas são apresentadas as principais premissas adotadas, destacando-se: As previsões de carga de acordo com o cenário de projeção de crescimento do PIB a uma taxa de 4,5% ao ano entre 2013 e 2017; A composição dos cenários de oferta de geração e transmissão, que tem por base as informações do MME/CMSE/DMSE para o PMO de maio de 2013; A consideração da Carta Compromisso da Petrobras com a ANEEL para recuperação da disponibilidade de geração termoelétrica com base em gás natural; A consideração das Curvas Quinquenais de Aversão ao Risco CAR 5; e A adoção da mesma curva de custo de déficit de um patamar utilizada nos estudos de planejamento da expansão da geração desenvolvidos pela EPE/MME. Além de outras premissas, que correspondem às práticas operativas adotadas pelo ONS. 7 / 137

8 No Item 4 Cenários Avaliados são descritos os cenários configurados para avaliação das condições de atendimento ao mercado: Cenário de Referência Cenário CR, que toma por base as premissas de oferta do PMO de maio/2013 e o mercado referente à 1ª Revisão Quadrimestral; Cenário de Sensibilidade: CS, que contempla um crescimento da carga mais acelerado que no Cenário de Referência, visando avaliar o impacto de uma antecipação do crescimento da demanda de energia elétrica no horizonte 2013/2017; No Item 5 Síntese dos Resultados das Avaliações Energéticas são apresentados os principais indicadores das avaliações energéticas de médio prazo para os cenários formulados, obtidos com base em simulações com o Modelo NEWAVE (versão 17), utilizando-se tanto séries sintéticas de energias naturais afluentes como a repetição das séries históricas, destacandose os riscos de déficit de energia, os custos marginais de operação valores esperados anuais e mensais. Também neste item são apresentados os resultados dos Balanços Estáticos de Energia, com detalhamentos específicos para os Subsistemas Nordeste e Sul, função, respectivamente, dos excedentes e dos déficits de garantia física previstos para esses subsistemas; dos Balanços de Energia Firme e dos Balanços Estáticos de Demanda Máxima, análise que se torna cada vez mais importante, função do perfil de expansão da geração previsto para o horizonte de análise, com forte participação de usinas térmicas, eólicas e hidroelétricas a fio d água ou com baixo grau de regularização. No Item 6 são apresentados os resultados de uma aplicação experimental da metodologia dos Indicadores de Segurança Energética - ISEN para o Cenário de Referência do PEN Essa abordagem de avaliação das condições de atendimento, através da valorização dos estoques de segurança, servirá para dar maior robustez às decisões de curto e médio prazos calcadas nas métricas usuais, como riscos de déficit de energia e custos marginais de operação - CMOs. No Anexo I deste relatório são apresentadas, apenas para o Cenário de Referência, a evolução mensal dos CMOs por subsistema e uma análise das interligações regionais, no Anexo II são detalhadas as projeções de carga de energia consideradas nas análises e no Anexo III a evolução da capacidade instalada por subsistema considerado no período 2013/2017. Finalmente, o Anexo IV apresenta a Carta Compromisso da Petrobras com ANEEL. 8 / 137

9 Cabe ressaltar que são apresentadas no Volume II Relatório Complementar do PEN 2013, análises adicionais do atendimento ao SIN no período 2013/2017, contemplando: evolução dos níveis de armazenamento dos subsistemas; estimativas dos montantes de geração termoelétrica requeridos; e um maior detalhamento do atendimento à demanda máxima. Também constam do Volume II um resumo dos conceitos básicos necessários à melhor compreensão das análises e resultados publicados no PEN 2013, bem como a metodologia e um conjunto de Anexos que detalham as informações básicas do SIN e das usinas consideradas nos estudos realizados. 9 / 137

10 2 Conclusões e Recomendações 2.1 Conclusões 1. Considerando-se a premissa de crescimento do PIB de 4,5% no período 2013/2017, a carga de energia do SIN deverá evoluir de MWmed em 2012 para MWmed em 2017 (já com a incorporação dos sistemas isolados de Manaus e Macapá), o que representa um aumento médio de 4,4% a.a.; 2. A capacidade instalada do SIN deverá elevar-se de MW, existentes em 31/12/2012, para MW, em 31/12/2017. A hidroeletricidade continuará como a principal fonte de geração de energia, embora sua participação sofra uma redução nos próximos cinco anos, passando de MW (77,9% do SIN) para MW (73,3% do SIN); 3. Destaca-se o significativo incremento da capacidade instalada das usinas eólicas, que passará de 1,5% da Matriz de Energia Elétrica (1.762 MW) para 5,8%, equivalente a MW instalados ao final de 2017, sem considerar os próximos leilões de energia nova que ainda poderão ocorrer em 2013 e 2014; 4. A necessidade de mudança de paradigma no planejamento e na programação da operação do SIN permanece como ponto de destaque com relação à expansão da oferta programada até Esta expansão está calcada em usinas hidroelétricas com baixa ou nenhuma regularização plurianual e usinas termoelétricas com Custos Variáveis Unitários CVUs elevados, o que leva, pelo critério usual de mínimo custo total de operação, a um retardo no despacho térmico, submetendo cada subsistema a acentuados deplecionamentos ao final de cada estação seca; 5. Desta forma, continua sendo fundamental, de modo a se evitar a dependência das estações chuvosas subsequentes e garantir a segurança energética do SIN o uso, a cada ano, dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP, o que resultará num custo de operação mais elevado para garantir os estoques de segurança; 6. Na medida em que volumes crescentes de geração térmica poderão ser necessários a cada ano para fazer frente à aplicação dos POCP, faz-se necessário o equacionamento das eventuais restrições de logística de entrega de combustível às usinas térmicas; 7. Em termos de evolução da Matriz de Energia Elétrica, ao se manter a atual tendência da expansão da hidroeletricidade com baixa ou nenhuma regularização plurianual e a entrada crescente de fontes intermitentes, como 10 / 137

11 as usinas eólicas, o papel das termoelétricas flexíveis ou de baixa inflexibilidade com custos de operação moderados e com menores incertezas de suprimento de combustível (GN/GNL/Carvão) e com maior rapidez de tomada e retomada de carga, passa a ser fundamental na seleção dos projetos a serem ofertados nos próximos leilões de energia nova. Não obstante, pequenas centrais e as fontes alternativas complementares no período seco, como eólicas e biomassa, embora com perfis de ofertas intermitentes, também apresentam papel importante na segurança operativa do SIN, na medida em que funcionam como reservatórios virtuais, complementando a geração hidráulica nas estações secas de cada ano; 8. Sob o enfoque da análise das condições de atendimento à carga, as avaliações probabilísticas com base nos riscos de déficit de energia para o Cenário de Referência indicam adequabilidade 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 no horizonte 2013/2017. Os riscos de déficit atingem valores de no máximo 4,2% nos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste e inferiores a 1,0% nos subsistemas Norte e Nordeste, em todo horizonte de estudo; 9. A análise dos custos marginais de operação indica a necessidade de estudos de viabilidade de reforços na capacidade de exportação dos Subsistemas Norte/Nordeste, na medida em que estes apresentam custos sempre inferiores aos demais subsistemas; 10. Avaliações do atendimento à carga com base nas séries históricas de vazões naturais afluentes (1932 a 2011) indicam que eventuais déficits estariam associados à repetição de séries hidrológicas do período crítico do SIN: 1953/1955. Os montantes médios de energia não suprida foram pouco significativos, podendo ser evitados por despacho antecipado de geração térmica ou por políticas operativas específicas de intercâmbio, tal como previsto nos Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP aprovados pelo CMSE. Porém, uma atenção especial deve ser dispensada para o caso de repetição de sequências críticas de afluências nos próximos anos, coincidentes com o período crítico do SIN. Na situação em que a série histórica de 1955 coincida com os anos de 2016 ou 2017, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresentaria déficits superiores a 8% da sua carga; 11. Considerando que as condições de atendimento à carga são adequadas ao critério de garantia do CNPE no horizonte 2013/2017, e considerando ainda que existem sobras de garantia física no SIN nesse período, foi realizada avaliação de sensibilidade com relação ao crescimento do mercado, podendose concluir que a expansão prevista até 2017, mantidos os cronogramas 11 / 137

12 programados neste PEN 2013, é capaz de suportar um crescimento médio anual da carga de até 4,9 % a.a., atingindo 77,0 GWmed em 2017, contra os 4,4% a.a. do Cenário de Referência, cerca de 75,5 GWmed no mesmo ano, o que significa que mesmo com uma antecipação da ordem de seis meses no crescimento da carga ainda seria possível manter as condições de atendimento ao mercado dentro do critério de garantia postulado pelo CNPE (riscos de déficit não superior a 5%); 12. O balanço estático de energia do SIN com base nas garantias físicas das usinas existentes e programadas indica sobras de energia ao longo de todo o horizonte. Estas sobras anuais se encontram, a partir de 2014, no intervalo entre 3,5 GWmed e 4,0 GWmed; 13. Considerando que a maior parte das sobras de energia e de garantia física do SIN está localizada no subsistema Nordeste, com valores significativos durante todo o horizonte do estudo e considerando ainda que neste subsistema existe geração hidráulica mínima obrigatória, em razão de restrições de uso múltiplo da água no rio São Francisco, especificamente no reservatório de Sobradinho defluência mínima de m³/s, foram feitas avaliações de eventuais restrições de alocação na curva de carga do SIN da geração total contratada nos leilões. Os resultados obtidos indicam que ao longo de todo horizonte de análise não há restrição para alocação da geração disponível no subsistema Nordeste em nenhum dos patamares de carga, considerando-se restrição de vazão mínima de m³/s ou m³/s; 14. No entanto, observa-se que a menor folga foi da ordem de 900 MWmed no ano de 2015, no patamar de carga leve com restrição de vazão mínima m 3 /s em Sobradinho. No patamar de carga média a folga é sempre superior a MWmed e no patamar de carga pesada superior a MWmed. Porém, como o 5º LER, exclusivo para eólicas, está previsto para acontecer no presente ano com entrega de produto em 2015, uma reavaliação do congestionamento da geração disponível no subsistema Nordeste poderá ser justificada; 15. Com relação ao subsistema Sul, devido a forte dependência de importação de grandes blocos de energia de outras regiões do SIN, o que sempre envolve riscos associados ao sistema de transmissão, as avaliações para situações operativas em secas severas nesse subsistema, concomitantes com eventuais indisponibilidades prolongadas no sistema elétrico de importação, poderão resultar em insuficiência de oferta local para o pleno atendimento da carga. A ampliação da capacidade de recebimento pelo Sul vem a contribuir para evitar esta situação; 12 / 137

13 16. Não obstante, a localização da nova oferta decorrente dos próximos LEN e/ou LER deveria priorizar o subsistema Sul; 17. Com relação ao atendimento da demanda máxima do SIN, o balanço estático de ponta indica que a capacidade líquida disponível prevista no horizonte do PEN 2013 é sempre superior à demanda instantânea projetada, incluindo a reserva operativa necessária. Entretanto, a tendência é de que seja necessário o despacho de geração térmica acima das inflexibilidades declaradas pelos agentes de geração térmica, dependendo da severidade das perdas por deplecionamento dos reservatórios e/ou restrições internas na malha de transmissão. Soma-se a esses eventos o progressivo aumento da participação da geração térmica na oferta e da expansão hidráulica calcada em usinas com baixa e/ou nenhuma regularização, o que reduz a disponibilidade hidráulica no horário de demanda máxima; 18. Vale destacar que a potência posta à disposição por decorrência do despacho esperado por ordem de mérito poderá evitar a maior parte das necessidades de geração térmica adicional indicadas nas avaliações quando se considera apenas as inflexibilidades declaradas, de forma a atender a demanda máxima, levando em conta a reserva operativa; 19. Não obstante, análises de sensibilidade apontam que os despachos térmicos adicionais às inflexibilidades poderão ser substituídos, no todo ou em parte, por maior disponibilidade de geração hidroelétrica, associada a armazenamentos mais elevados nos reservatórios do SIN (menores perdas por deplecionamento). Esses armazenamentos poderão ser obtidos por afluências mais favoráveis e/ou da aplicação de políticas de segurança operativa POCP; 20. Na análise dos subsistemas Sudeste/C.Oeste/Sul, observa-se que a partir do 2º semestre de 2016 poderá ser necessário o uso da geração térmica a óleo desses subsistemas e que no 2º semestre de 2017 poderão ser necessários intercâmbios de potência provenientes dos subsistemas Norte/Nordeste, quando existirem folgas na interligação; 21. A disponibilidade de potência hidráulica poderá ser aumentada com a implantação de novas unidades geradoras em poços provisionados em algumas usinas hidroelétricas existentes (em torno de 5 GW, segundo inventário da ABRAGE); 22. Cabe destacar a aplicação, ainda preliminar, da metodologia dos Indicadores de Segurança Energética ISEN mostrou resultados bastante aderentes ao diagnóstico das condições de atendimento utilizando-se as métricas usuais, como Riscos de Déficit, ou seja, o SIN apresenta situação adequada de 13 / 137

14 garantia de suprimento no período 2014/2017, dentro dos critérios atuais preconizados pelo CNPE; e 23. Finalmente, com relação às interligações regionais, uma análise mais detalhada deve considerar os resultados dos estudos de congestionamentos para cada patamar da curva de carga e em situações operativas com secas severas, que indicam a necessidade de avaliações custo/benefício de reforços, em especial na interligação Norte/Sul e Sul-SE/CO. 2.2 Recomendações 1. Considerando que os resultados de um estudo dessa natureza estão intrinsecamente relacionados com as premissas de carga e, principalmente, da expansão da oferta prevista, é recomendação relevante que o MME/CMSE e a ANEEL mantenham o estrito acompanhamento dos cronogramas de expansão da oferta, com destaque para as seguintes instalações: usinas hidroelétricas Belo Monte ( 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), Simplício (334 MW), Colíder (300 MW), usinas termoelétricas Baixada Fluminense (530 MW) e Maranhão III (499 MW), além da UTN Angra III (1.405 MW); 2. Os resultados das avaliações energéticas deste PEN 2013 recomendam a necessidade do desenvolvimento de estudos de viabilidade econômica de ampliação da capacidade da interligação Norte-Sul e Sul-Sudeste/Centro- Oeste; 3. Avaliar a viabilidade de realização de leilões especiais de energia por fonte e região, em particular para o subsistema Sul; 4. Considerando o perfil atual de expansão da oferta, com parcela significativa de termoelétricas, recomenda-se que nos estudos de planejamento da expansão da oferta no âmbito do MME sejam também consideradas as necessidades de atendimento à demanda máxima do SIN, de forma que o dimensionamento da capacidade instalada para o atendimento à ponta seja o mais econômico possível; 5. Neste sentido, é recomendável ao MME e ANEEL a manutenção e avanço nos estudos de criação de incentivos econômicos e regulatórios para motorização dos poços existentes em algumas usinas já em operação (da ordem de 5 GW), o aumento de potência hidráulica no SIN, como, por exemplo, através de repotenciação de usinas existentes e/ou previsão da instalação de potência adicional em novos projetos hidrelétricos; 14 / 137

15 6. Avaliar também a possibilidade de criação de mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade; 7. Que o MME/EPE avaliem junto a fabricantes de usinas térmicas novas tecnologias de projetos que possam ter maior flexibilidade na variação de tomada e retomada de carga de forma a fazer frente à participação de fontes intermitentes na matriz de energia elétrica brasileira. 15 / 137

16 3 Premissas Básicas 3.1 Previsões de Carga As previsões de carga adotadas foram elaboradas em conjunto pela EPE/MME e ONS, e serão consubstanciadas em Nota Técnica conjunta 1ª Revisão Quadrimestral das Projeções da Demanda de Energia Elétrica do Sistema Interligado Nacional. Nesta 1ª Revisão Quadrimestral de 2013, utilizada então no PEN 2013, EPE e ONS levaram em consideração uma avaliação da conjuntura no período de janeiro a março deste ano, postergação da interligação dos sistemas isolados de Manaus e Macapá para setembro/13 e a redução temporária da carga sinalizada por algumas indústrias do setor de metalurgia. Estas reduções já vêm sendo observadas, como consequência da conjuntura econômica mundial principalmente em setores da indústria nacional voltados para a exportação. Além disso, não houve alterações nas previsões dos indicadores de crescimento econômico, resultando em um crescimento médio de 4,5% para o período As premissas macroeconômicas foram mantidas. Desta forma, para a atualização da base de dados do Planejamento da Operação Energética, as previsões para o período de maio/13 a dezembro/17, consideraram uma taxa média de crescimento prevista para o período de 4,4% ao ano. O crescimento da carga de energia do SIN, no período de janeiro a maio de 2013, considerando os valores verificados até março, preliminar para abril e previsto no PMO para maio, registrou uma taxa média de crescimento em torno de 3,6% sobre igual período de Merece destaque o crescimento da carga do Nordeste, cuja expansão se situa em 9,1%. O subsistema Norte apresentou a menor taxa de crescimento em relação ao mesmo período do ano anterior, 0,4%, essencialmente como resultado da redução de carga de importantes plantas industriais dos segmentos de cobre e de ferro-níquel e da redução de carga de um grande consumidor da rede básica do setor de alumínio. As alterações conjunturais levaram a uma revisão das projeções de previsão de carga elaboradas em dezembro/12 para o Planejamento Anual da Operação Energética e utilizada nos Programas Mensais de Operação de janeiro a abril de As linhas gerais do cenário macroeconômico e as premissas setoriais adotadas não foram alteradas para esse horizonte. 16 / 137

17 As altas temperaturas e o tempo seco que persistiu sobre as áreas litorâneas do Nordeste associados à incorporação de eletrodomésticos às residências e o crescimento do comércio, proporcionados incremento da renda e do avanço do emprego refletiu diretamente no desempenho da carga dessa Região no período de janeiro a março/13. A redução temporária da carga de energia de grandes consumidores industriais da rede básica no Norte, a ocorrência de temperaturas amenas para essa época do ano no Sul e o menor dinamismo da indústria, principalmente no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste onde está concentrada cerca de 60% da carga industrial do país, foram alguns dos fatores que influenciaram o desempenho da carga do SIN no primeiro trimestre de Nessas condições, a taxa de crescimento da carga de energia prevista para o ano de 2013 é de 4,8%, devendo situar-se 165 MW médios superiores aos valores previstos para a o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional ( ), elaborada em dezembro/12. A interligação dos sistemas isolados de Manaus e Macapá ao SIN a partir de setembro de 2013 e Boa Vista no início de 2015 apresenta acréscimos elevados de carga nos anos de 2013, 2014 e No SIN, nesses anos, haverá um acréscimo de carga de 2.920, e MW médios respectivamente. Em relação às previsões adotadas para o PEN 2012, os valores da atual projeção da carga de energia do SIN situam-se acima das previsões utilizadas para aquele estudo. O resultado é uma diferença, a maior, de 45 MWmed em 2013, 503 MWmed, em 2014, 575 MWmed em 2015 e 580 MWmed em 2016, conforme pode ser visualizado na Figura 3-1, a seguir: 17 / 137

18 Figura 3-1: Previsão de Carga de Energia do SIN (MWmed) Em resumo, as principais hipóteses básicas consideradas na previsão de carga para o PEN 2013 foram: Crescimento econômico 2013/2017: taxa de crescimento do PIB de 4,5 % ao ano, para o período 2013 a Mercado e Carga do SIN verificados em 2012: aumento da carga de energia de 4,2%. Mercado e Carga do SIN verificados/previstos em 2013: aumento da carga de energia de 4,8%. No subsistema Norte, menor taxa de crescimento em relação ao mesmo período do ano anterior, decorrente da redução de carga de importantes plantas industriais dos segmentos de cobre e de ferro-níquel e da redução de carga de um grande consumidor da rede básica do setor de alumínio. Previsão da Interligação dos sistemas isolados de Manaus e Macapá ao SIN a partir de setembro de 2013 e Boa Vista a partir de fevereiro de / 137

19 Considerando-se a premissa de crescimento do PIB de 4,5 % no período 2013/2017, a carga de energia do SIN deverá evoluir de MWmed em 2013 para MWmed em 2017 (já com a incorporação dos sistemas isolados de Manaus, Macapá e Boa Vista), o que representa o equivalente a um aumento médio de 4,4% a.a. da carga a ser atendida no SIN. A Tabela 3-1, a seguir, apresenta a projeção de carga anual considerada neste PEN 2013, destacando-se o crescimento anual da carga do SIN em MWmed e em %. Tabela 3-1: Previsão de Carga de Energia do SIN (MWmed) Ano SE/CO Sul Nordeste Norte AC/RO TMM (3) SIN Cresc. (MWmed) Cresc. (%) 2012(1) (2) , , , , ,0 Crescimento Médio de 2013 a ,4 (1) Valor verificado. (2) Valores verificados até março; abril e maio coincidentes com previsão de curto prazo para o modelo DECOMP. (3) TMM Sistema Tucuruí-Manaus-Macapá + Boa Vista. Destaca-se que a carga do sistema isolado de Boa Vista (RR) está contemplada na Tabela 3-1, anterior, no subsistema Manaus-Macapá, em função da integração deste sistema isolado ao SIN nos estudos do PEN 2013, a partir de fevereiro de A Tabela II-1 e a Figura II-1 do Anexo II apresentam a previsão de carga e o gráfico de crescimento anual detalhado por subsistemas, incluindo os sistemas Acre-Rondônia e Manaus-Macapá. 3.2 Oferta Existente e em Expansão Oferta Existente em dezembro de 2012 A Figura 3-2, a seguir, apresenta a capacidade instalada no SIN em 31/12/2012, totalizando MW, dos quais MW (73,7%) em usinas hidroelétricas, incluindo a parcela de Itaipu disponível para o Brasil, MW (16,3%) em usinas termoelétricas convencionais e nucleares e MW (10,0%) em PCHs, Usinas a Biomassa e Eólicas. 19 / 137

20 Figura 3-2: Capacidade Instalada do SIN (MW) 31/12/ ,3% ,5% ,1% ,4% ,2% ,2% ,3% Total Disponível: MW Hidráulica Térmica PCHs Biomassa Eólicas Itaipu 60 Hz (Brasil) Compras Itaipu No total, o ONS representa individualmente a operação de 135 usinas hidroelétricas e 83 usinas termoelétricas, além do conjunto das 556 pequenas centrais hidroelétricas, 204 usinas a biomassa, 112 usinas eólicas e 1 usina solar, cujas gerações são consideradas como abatimento da carga, de acordo com as Resoluções Normativas ANEEL 440/2011 e 476/ Cronologia da Expansão da Oferta de 2012 a 2017 O programa de expansão da oferta de geração considerado como base para a formulação dos Cenários Avaliados Item 4 teve como referência os cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de maio de A expansão da oferta de energia elétrica a ser incorporada ao SIN no horizonte 2013/2017 é composta de 3 conjuntos de projetos: Conjunto 1 neste conjunto estão incluídas as usinas cujas concessões foram outorgadas no modelo institucional anterior, pelo processo de licitação pela maior oferta pela concessão. Atualmente, fazem parte desse conjunto, apenas a UTE Canoas, as usinas existentes nos sistemas isolados de Manaus e Macapá que se integrarão ao SIN através da interligação Tucuruí-Manaus- Macapá (TMM) e a UTN Angra III que, conforme o art. 3º-A, 2º da Lei nº , de 15 de março de 2004, declara que na hipótese de a energia de 20 / 137

21 reserva ser proveniente de fonte nuclear, sua contratação será realizada diretamente com a Eletrobrás Termonuclear S.A. ELETRONUCLEAR; Conjunto 2 usinas cujas concessões foram obtidas através de leilões de menor preço da energia a ser disponibilizada ao SIN (LEN A-3, LEN A-5, LFA, LER e outros), conforme modelo institucional vigente, cujos cronogramas são acompanhados mensalmente pelo CMSE/DMSE; e Conjunto 3 usinas cujas concessões são apenas autorizadas, sem processo licitatório, cujos cronogramas são acompanhados apenas pela ANEEL, composto de PCHs e PCTs ou outras fontes. A Figura 3-3, a seguir, apresenta a cronologia dos leilões realizados entre 2005 e 2012 com os respectivos resultados de oferta. Para 2013 estão previstos, pelo MME, o 5º LER com entrega de produto em 2015 e o 15º LEN (A-5), que, no entanto, não apresentará contribuições o horizonte 2013/2017, pois os produtos deverão ser entregues apenas a partir de Figura 3-3: Cronologia dos Leilões 14º LEN - A º LEN - A º LER º LEN - A LEN - A LFA LER LEN - A LPE (BM)- A LER (Eólica) 8 LEN - A LER - A LEN - A LEN - A LPE (JI)- A LPE (St.Ant) - A LFA - A LEN - A LEN - A LEN - A LEN - A LEN - A MW 1 UHEs e10 UEEs (2017) MW 1 UHE,39 UEEs e 2 BIOs MW 34UEEse 7BIOs MW 1 UHE,2 UTEs, 44 UEEs e 3 BIOs MW MW MW 809 MW MW 50 MW MW MW MW MW MW 619 MW MW MW MW MW MW 2 UHEs 49 UEEs,1 BIO e 5 PCHs 20 UEEs,9 BIOs 2 PCHs 3UHEse 5PCHs MW 1 UHE 71 UEEs 1 BIO e 1 PCH 31 BIOs 1UHEe 22 UTEs 10 UTEs 1 UHE 1 UHE 6 BIOs e 11 PCHs 4 UHEs e 5 UTEs 12 UTEs 2 UHEs,3 UTEs, 5 BIOs e 1 PCH 9 UTEs, 4 BIOs e 7 PCHs 7 UHEs,19 UTEs, 5 BIOs e 3 PCHs (2016) (2014) (2014) (2015) (2013) (2011) (2015) (2015) (2012) (2012) (2010) (2013) (2011) (2013) (2012) (2010) (2012) (2010) (2011) (2009) (2009) Hidráulica PCH Eólica Biomassa Óleo Diesel Gás de Processo Gás Natural GNL Carvão Mineral Óleo Combustível Cronologia da Entrega () e Potência Contratada (ano) de entrega(a partir de) 21 / 137

22 Ao todo já foram realizados 22 leilões de energia nova, tendo sido outorgados MW de capacidade instalada em 483 novas usinas, sendo 25 usinas hidroelétricas, 35 PCHs, 82 usinas térmicas convencionais, 74 usinas a biomassa e 267 usinas eólicas. A Tabela 3-2, a seguir, resume a evolução da oferta elétrica entre 2012 e 2017, por tipo de fonte, destacando-se os crescimentos percentuais para a expansão das usinas eólicas (381%) e das usinas nucleares (71%), pela consideração de Angra III. Tabela 3-2: Resumo da Evolução da Matriz de Energia Elétrica (MW) - 31/dez TIPO Crescimento MW % MW % MW % Hidráulica (1) , , ,1 Nuclear , , ,6 Gás/GNL , , ,5 Carvão , , ,8 Biomassa , , ,7 Outros (2) 749 0, ,5 0 0,0 Óleo Combustível/Diesel , , ,4 Eólica , , ,1 Total , , ,5 OBS: (1) A contribuição das PCHs e da UHE Itaipu está considerada na parcela Hidráulica. (2) A parcela Outros se refere a outras usinas térmicas com CVU. Considerando a redução das compras de Itaipu, devido ao acréscimo da carga da ANDE, a Tabela 3-3, a seguir, apresenta os acréscimos de potência instalada do SIN por fonte de geração em cada ano do horizonte 2013/ / 137

23 Tabela 3-3: Acréscimo Anual da Potência Instalada no SIN (MW) 31/dez TIPO Total 2013/2017 Reservatório Hidráulicas Fio d água Total Nuclear GN GNL Térmicas Carvão Óleo Diesel Outros (1) Total PCHs Biomassa Eólicas Itaipu 60 Hz (Brasil) Capacidade Instalada Compras Itaipu (2) Total OBS: (1) Outros se refere a Cocal, PIE-RP, Cisframa, Sol e UTE Do Atlântico. (2) Valores negativos se referem à redução das compras de Itaipu devido ao acréscimo da carga da ANDE. 23 / 137

24 Conforme Tabela 3-4, a seguir, a capacidade instalada do SIN deverá evoluir de MW, existentes em 31/12/2012, para MW, em 31/12/ aumento de MW, aproximadamente 27,5% em 5 anos. Tabela 3-4: Evolução da Potência Instalada no SIN (MW) - 31/dez TIPO MW % MW MW MW MW MW % Reservatório , ,6 Hidráulicas Fio d água , ,3 Total , ,9 Nuclear , ,3 GN , ,2 GNL 704 0, ,5 Térmicas Carvão , ,2 Óleo , ,5 Diesel 904 0, ,7 Outros (*) 749 0, ,5 Total , ,9 PCHs , ,7 Biomassa , ,0 Eólicas , ,8 Itaipu 60 Hz (Brasil) , ,8 Capacidade Instalada , ,1 Itaipu 50 Hz (Paraguai) , ,9 Total disponível , ,0 OBS: (*) Outros se refere a Cocal, PIE-RP, Cisframa, Sol e Do Atlântico. De forma complementar, no Anexo III é detalhada a evolução da capacidade instalada por subsistema considerado. A Tabela 3-5, a seguir, apresenta um resumo da expansão da capacidade instalada no SIN distribuída conforme os conjuntos de oferta definidos anteriormente, inclusive com a integração das usinas dos Sistemas Manaus e Macapá (Interligação TMM). 24 / 137

25 Tabela 3-5: Expansão da Potência Instalada com Novos Projetos e TMM (MW) SIN Total Oferta anterior aos Leilões (1) 101 (2) Outras PCH, PCT e EOL (3) Integração de TMM ao SIN º LEN º LEN (A-3) -22 (4) º LEN (A-5) º LFA º LEN (A-3) º LEN (A-5) UHE Sto Antônio UHE Jirau º LER º LEN (A-3) º LEN (A-5) º LEN (A-3) º LER UHE Belo Monte º LEN (A-5) º LFA º LER º LEN (A-5) º LEN (A-3) º LER º LEN (A-5) º LEN (A-5) Total SIN (5) Observações: (1) Usinas com concessão outorgadas antes da sistemática dos leilões (inclui a UTN Angra 3). (2) Repotenciação da UHE Tucuruí e desativação da UTE Termonorte I. (3) PCH e PCT autorizadas pela ANEEL com datas informadas ao CMSE/DMSE (inclui expansão do Acre-Rondônia). (4) Repotenciação de Pau Ferro I e Termomanaus (5) Total não inclui compras Itaipu Geografia da Expansão da Oferta de 2013 a 2017 Da Figura 3-4 a Figura 3-11, a seguir, ilustra-se a distribuição geográfica da expansão contratada até 2017 através dos diversos leilões de energia nova realizados entre 2005 e 2012, além da oferta anterior aos leilões e da UTN Angra / 137

26 Figura 3-4: Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UHEs Figura 3-5: Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UTEs a Óleo Combustível e Diesel 26 / 137

27 Figura 3-6: Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UTEs a GN e GNL Figura 3-7: Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UTEs a Carvão 27 / 137

28 Figura 3-8: Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UTEs Nucleares Figura 3-9: Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UTEs a Biomassa 28 / 137

29 Figura 3-10: Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica PCHs Figura 3-11: Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UEEs 29 / 137

30 3.2.4 Características da oferta em expansão entre 2013 e 2017 Do Item (Tabela 3-2), observa-se que a hidroeletricidade continuará como a principal fonte de geração de energia, embora sua participação no total da potência instalada do SIN deva ser reduzida de 78% em dezembro de 2012 para 73% em dezembro de A participação da fonte eólica, todavia, aumentará, nos próximos 5 anos, com um aumento de 381%, passando de MW (1,5%) para MW (5,8%), assim como a fonte biomassa, com um aumento de 19%, passando de MW (4,3%) para MW (4,0%). A fonte termoelétrica praticamente manterá seu percentual de participação, evoluindo de MW (16,3%) para MW (16,9%), conforme observado na Tabela 3-4. Atente-se ao fato de que estas ofertas ainda deverão sofrer os acréscimos decorrentes do próximo LER, previsto para agosto do corrente ano. De acordo com o programa de obras considerado no PEN 2013, entre maio de 2013 e dezembro de 2017 estão previstas a entrada em operação de 332 novas usinas, das quais 14 hidroelétricas, 21 termoelétricas, 243 usinas eólicas e 6 pequenas centrais hidroelétricas PCHs, e outras 48 pequenas centrais autorizadas pela ANEEL. O detalhamento dos cronogramas de motorizações encontra-se no Volume II Relatório Complementar, em seu Anexo V - Expansão da Oferta de Geração. A seguir são destacadas, como nas últimas edições do PEN, quatro características importantes desse programa de obras que exigem mudanças de paradigma no planejamento, na programação e na operação do SIN Redução do Grau de Regularização Embora a hidroeletricidade continue sendo predominante até 2017, o acréscimo desse tipo de fonte ( MW, em 14 UHEs), incluindo a incorporação ao SIN das UHEs Balbina e Coaracy Nunes, já em operação, através da interligação Tucuruí-Manaus-Macapá-TMM, se dará por usinas com baixo ou nenhum grau de regularização anual ou plurianual (usinas com pequeno ou nenhum reservatório de regularização). Desse total de MW, apenas 680 MW estão associados a usinas com reservatório de regularização. Esse fato se deve às restrições de ordem ambiental, com requisitos de ações mitigadoras cada vez mais rigorosos, o que acaba por inviabilizar a construção de reservatórios de regularização e/ou a inviabilidade econômica de formação de grandes reservatórios em regiões como a Amazônia, por exemplo, caracterizada por potenciais hidroelétricos de baixa 30 / 137

31 queda e altas vazões no período chuvoso, o que exigiria investimentos antieconômicos para o represamento das vazões nas estações úmidas. A Figura 3-12, a seguir, ilustra essa característica, comparando a evolução da energia armazenada máxima do SIN EARmax, entre dezembro de 2013 ( MWmês) e dezembro de 2017 ( MWmês) com o grau de regularização do SIN GR, definido como sendo a quantidade de meses de estoque de energia e calculado como a relação entre a EARmax e a carga a ser atendida, esta abatida da geração térmica inflexível, da geração à biomassa, da geração das pequenas centrais PCHs e PCTs e da geração das usinas eólicas, por serem fontes cuja representação nos estudos de planejamento da operação se faz através do abatimento sobre a carga projetada. A energia armazenável máxima aumenta em torno de MWmed no quinquênio (0,4%), enquanto a carga do SIN apresenta uma previsão de acréscimo da ordem de MWmed no mesmo período, em torno de 20%. Figura 3-12: Evolução da Energia Armazenada Máxima e Grau de Regularização do SIN ,0 EARMAX (MWmês) ,4 5,2 5,0 4,9 4,7 5,5 5,0 4,5 4,0 EARMAX/CARGA (meses de estoque)* , *Estão abatidas a inflexibilidade térmica e a geração das usinas não simuladas. 3,0 Observa-se que a expansão da capacidade de armazenamento do SIN nesse quinquênio ocorre apenas em 2016 (820 MWmês) e 2017 (480 MWmês), decorrente da entrada em operação das UHEs São Roque e Baixo Iguaçu, ambas localizas no subsistema Sul. 31 / 137

32 Em função dessa característica, o GR do SIN deverá evoluir de 5,4 meses de estoque em 2013 para 4,7 meses em 2017, valor este com tendência de redução gradativa para os próximos 10 anos, segundo estudos de planejamento da expansão da EPE/MME, na medida em que o crescimento da carga não seja acompanhado pela agregação de novas usinas com reservatório de regularização e/ou por montantes equivalentes proporcionados por outras fontes complementares inflexíveis. No passado, a GR do SIN já tingiu valores de até 6,5 meses, em Cabe comentar que quanto menor o GR de um sistema como o SIN, com acentuada sazonalidade das vazões naturais afluentes aos reservatórios, maior será a dependência de períodos chuvosos para o seu reenchimento a cada ciclo hidrológico anual e maior será o seu esvaziamento a cada final de estação seca, aumentando a necessidade de fontes complementares nesses períodos e/ou mecanismos operativos de segurança específicos para a garantia de atendimento ao mercado, tais como os Procedimentos Operativos de Curto Prazo- POCP e as Curvas de Aversão ao Risco - CAR, todos com impactos diretos no custo final da energia produzida, em favor da segurança operativa. A título apenas de exemplo, avaliou-se então qual seria o montante de energia a ser agregado ao SIN no quinquênio 2013/2017 de tal modo que fosse mantido, ao longo dos próximos cinco anos, o mesmo GR de 2013 (5,4 meses). Os montantes necessários estão apresentados na Figura 3-13, a seguir. Figura 3-13: Expansão adicional para manter o mesmo GR do SIN de ,0 EARMAX (MWmês) ,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 EARmáx adicional EARmáx 5,2 +2,1GWmed inflex 5,0 +4,2 GWmed Inflex 4,9 +6,3 GWmed inflex 4,7 5,5 +8,8GWmed inflex 5,0 4,5 4,0 3,5 EARMAX/CARGA (meses de estoque)* *Estão abatidas a inflexibilidade térmica e a geração das usinas não simuladas. 3,0 32 / 137

33 Da Figura 3-13, anterior, observa-se que para manutenção deste GR de 5,4 meses através de uma expansão inflexível (abatida diretamente da carga, por não serem simuladas) seria necessário a instalação de 2,1 GWmed em 2014 a 8,8 GWmed em Caso o GR (5,4 meses) fosse mantido pelo acréscimo de energia armazenável (barra vermelha do gráfico), seria exigida a instalação de 11,8 GWmed em 2014 (4% EARmax), atingindo o montante 47,7 GWmed (16% EARmax) em A Tabela 3-6, a seguir, apresenta a necessidade de capacidade instalada adicional caso esta expansão fosse feita com fontes eólicas ou usinas térmicas convencionais inflexíveis, respectivamente, podendo-se observar diferenças significativas de necessidade de capacidade instalada nova dependendo da fonte (entre 2,4 GW em 2014 e 29,3 GMW em 2017). Tabela 3-6: Capacidade adicional para manter o mesmo GR do SIN de Adicional de Energia Inflexível (MWmed) Se fosse com Usina Eólica (MW) Se fosse com Térmica Inflexível Convencional (MW) OBS: energia inflexível é aquela que se abate diretamente da carga (térmicas inflexíveis e/ou usinas não simuladas individualmente). Considerado um fator de capacidade de 90% para as térmicas convencionais e 30% para as eólicas. Ressalta-se, no entanto, que a retomada, nos próximos 5 anos, aos níveis de regularização de 2002 (6,5 meses de estoque), exigiriam a instalação de MWmed inflexíveis adicionais até 2017, ou a incorporação de MWmed de energia armazenada através de usinas hidroelétricas com reservatórios, equivalente a um aumento de 39,5% EARmax em Esse exercício serve para ratificar a tese de que as restrições à construções de reservatórios de regularização tornam as fontes complementares cada vez mais importantes para atenuar a redução gradativa do GR do SIN Sazonalidade da Oferta A expansão da hidroeletricidade na Amazônia, com o Complexo do rio Madeira (Santo Antônio já iniciou motorização em 2012 e Jirau está prevista de iniciar ainda em 2013), com as usinas do rio Teles Pires (Teles Pires e Colíder têm previsão para iniciar a operação em 2015) e com a UHE Belo Monte (cuja casa de força complementar inicia motorização em 2015 e a principal em 2016), além das usinas previstas, nos estudos do MME/EPE PDE 2021, para mais longo prazo no rio Tapajós, entre outras usinas da Amazônia, todas com 33 / 137

34 características semelhantes, de grande capacidade de produção no período chuvoso, sem reservatório de acumulação, e baixa produção no período seco, imputando assim uma acentuada sazonalidade da oferta, à semelhança da usina de Tucuruí, em operação, no rio Tocantins. Além disso, esses projetos estão localizados longe dos grandes centros de carga, exigindo extensos sistemas de transmissão para o transporte de grandes blocos de energia nas estações chuvosas e pequenos montantes durante as estações secas, aumentando, sobremaneira, a complexidade operativa do SIN em termos de segurança eletroenergética. Conforme análise desenvolvida pelo ONS em estudos específicos da integração dessas usinas da região Norte observa-se que no segundo semestre da cada ano, quando a geração das usinas a fio d água da região Amazônica encontra-se em patamares bastante reduzidos, a geração térmica flexível e a geração de usinas não simuladas individualmente (inflexíveis) apresentam-se em patamares mais elevados, compensando, juntamente com o deplecionamento dos reservatórios do SIN, a redução da geração hidráulica. Essa operação confirma o papel importante das fontes alternativas complementares na segurança operativa do SIN, na medida em que funcionam como verdadeiros reservatórios virtuais no período seco de cada ano. Cabe destacar que a oferta significativa de energia elétrica de origem hidráulica com perfil altamente sazonal e abundante proveniente das usinas da região Amazônica resulta também em modificações dos perfis atuais da operação do SIN, com uma tendência de se atingir níveis cada vez mais baixos de armazenamento ao final de cada estação seca. Interessante também destacar que nos estudos sobreditos, que compreenderam o período 2012/2016, não se identificam variações significativas nas expectativas de vertimentos turbináveis, decorrente do fato de que como o maior crescimento da carga de energia se dá exatamente no primeiro semestre de cada ano, há uma absorção dessa geração a fio d água abundante, podendo-se recuperar os reservatórios nesse período para uso concomitante com as fontes complementares nas estações secas subsequentes Complementaridade da Oferta Fato importante diz respeito ao perfil de geração das fontes alternativas, como biomassa e eólicas, que apresentam maior disponibilidade exatamente nas estações secas do SIN, sendo, portanto, complementares à oferta hídrica, ou seja, fontes que desempenham o papel de verdadeiros reservatórios virtuais. 34 / 137

35 A Figura 3-14, a seguir, ilustra a complementaridade anual das diversas fontes, ou seja, a diversidade de produção ao longo de um mesmo ano permite mitigar o efeito da sazonalidade da oferta hídrica, compensando a perda gradual de regularização, desde que suas ofertas sejam firmes e em montantes equivalentes à redução da oferta hídrica, ou seja, é extremamente importante a avaliação dessas disponibilidades para efeito de planejamento da operação. Este fato explica as recentes resoluções normativas da ANEEL (440/2011 e 476/2012) que buscam uma melhor representação dessas fontes através da previsão com base no histórico de performance de cada fonte não simulável, para cada subsistema. Cabe destacar que as usinas térmicas convencionais, flexíveis ou não, também desempenham papel importante na segurança operativa do SIN, na medida em que possam ser acionadas para garantir os estoques de segurança durante período seco, no contexto dos Procedimentos Operativos de Curto prazo - POCP. Vale também lembrar que o período seco do SIN é coincidente com períodos de temperaturas mais altas no hemisfério Norte, o que permite uma complementaridade de oferta de geração com o GNL, e vice-versa. Figura 3-14: Complementaridade Anual das Diversas Fontes de Geração 1,80 1,60 Safra da cana-de-açucar 1,40 p.u. (MWmês/MWano) 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 - Período seco do SIN JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ PCT EOL UHEs [ENA Bruta] As fontes eólicas, embora estas sejam representadas de forma inflexível, abatidas diretamente da carga segundo suas garantias físicas, é sabido que 35 / 137

36 apresentam características marcantes de intermitência, em função do perfil dos ventos, o que traz desafios importantes, em termos operativos, sendo necessário o provisionamento de energias de back-up quando das suas indisponibilidades e/ou reserva operativa suficiente. Com relação às fontes a biomassa, embora, em geral, não estejam disponíveis durante o ano inteiro, ficam sujeitas às safras agrícolas (principalmente bagaço de cana), sendo, no entanto, influenciados pelas condições climáticas a cada estação. Uma usina a biomassa movida a bagaço de cana de açúcar tem disponibilidade de combustível em aproximadamente sete meses do ano, durante o período de safra, de maio a novembro na região Sudeste Custo e relevância da oferta térmica O montante de geração térmica disponível e seu custo para despacho são fatores determinantes no novo perfil da oferta no SIN. A Figura 3-15, a seguir, apresenta a distribuição por fonte dos Custos Variáveis Unitários CVUs do parque termoelétrico previsto para entrar em operação até Pode-se observar, além da grande interseção entre os custos das diversas fontes, uma elevada dispersão - UTEs com custos para despacho 9, 15, 31 e até 48 vezes superiores ao da mais barata (nuclear). Figura 3-15: Distribuição dos Custos Variáveis Unitários por fonte [R$/MWh] Nuclear 19,28 23,29 (N) Outros 208,62 (9xN) 43,02 Gás/GNL 732,99 (31xN) 37,80 Carvão 352,10 (15xN) 58,15 Óleo 310, ,69 (48xN) CVU [R$/MWh] 36 / 137

37 A Figura 3-16 e a Figura 3-17, a seguir, apresentam a distribuição por fonte e por CVU da disponibilidade máxima de geração térmica, para os anos de 2013 e 2017, respectivamente. Figura 3-16: Distribuição das disponibilidades máximas por CVU e fonte 2013 Geração Térmica máxima [MWmed] % % > 300 Faixas de CVUs (R$/MWh) Nuclear Outros Gás natural Carvão Óleo OBS: Térmica mais cara = 1116,69 R$/MWh Figura 3-17: Distribuição das disponibilidades máximas por CVU e fonte % Geração Térmica máxima [MWmed] % > 300 Faixas de CVUs (R$/MWh) Nuclear Outros Gás natural Carvão Óleo OBS: Térmica mais cara = 1116,69 R$/MWh 37 / 137

38 Pode-se observar, nos gráficos anteriores, um aumento na participação de usinas termoelétricas com CVU inferior a 200,00 R$/MWh. As usinas de Angra III (1.405 MW e CVU 23,23 R$/MWh) e Baixada Fluminense (530 MW e CVU 85,76 R$/MWh são as que mais contribuem para esta mudança de perfil no período 2013/2017. Outra característica relevante do parque térmico previsto é sua inflexibilidade para despacho. A Figura 3-18, a seguir, apresenta a distribuição por fonte da geração térmica inflexível no período 2013/2017, bem como os percentuais da disponibilidade máxima utilizados para atender a essa inflexibilidade. Tipicamente, as fontes mais flexíveis são as de CVU mais elevado: GNL, óleo combustível e óleo diesel. Figura 3-18: Distribuição das inflexibilidades por fonte [MWmed e % de GTmáx] Inflexibilidade (MWmed) ,5% 7,0% 36,5% 19,8% 93,9% 82,3% 8,1% 6,4% 34,4% 26,5% 93,4% 89,4% 2,7% 2,7% 0,1% 34,2% 25,1% 93,5% 89,4% 1,8% 0,1% 2,2% 35,8% 24,8% 93,5% 89,4% 3,0% 38,5% 25,1% 93,5% 90,0% 2,9% Nuclear Biomassa e Outros Gás Natural Carvão GNL Óleo Combustível Óleo Diesel Todas as características apontadas anteriormente influenciam as expectativas de utilização do parque térmico. A título de ilustração, a Figura 3-19, a seguir, apresenta uma expectativa de geração térmica média anual no período 2013/2017, obtida a partir de simulações para o Cenário de Referência empregando séries sintéticas de energias afluentes. Também são apresentados, para cada ano e cada fonte, os percentuais da disponibilidade máxima utilizados. 38 / 137

39 Figura 3-19: Distribuição das expectativas de geração por fonte /2017 Média dos cenários simulados [MWmed e % de GTmáx] Geração Térmica Média por Fonte (MWmed) ,9% 89,0% 96,8% 95,1% 94,7% 13,5% 11,2% 5,9% 8,3% 5,0% 8,2% 7,7% 56,2% 7,3% 50,2% 50,2% 62,4% 44,6% 60,4% 59,2% 56,9% 52,4% 50,0% 48,3% 44,7% 99,7% 95,7% 95,6% 95,5% 95,1% 99,5% 97,5% 97,3% 97,1% 97,3% Nuclear Biomassa e Outros Gás Natural Carvão GNL Óleo Combustível Óleo Diesel Observa-se, no ano de 2013, a geração termoelétrica mais elevada pela consideração do despacho térmico na base no período de maio a novembro, premissa adotada no Cenário de Referência. Posteriormente, a partir de 2014, verifica-se que a expectativa de geração térmica vai se reduzindo ao longo do horizonte. A fonte gás natural, por exemplo, apresenta um despacho médio de 52,4% GTmax em 2014, reduzindo-se para 50,0% GTmax em 2015, atingido valores da ordem de 44,7% GTmax em Todavia, cabe ressaltar que na Figura 3-19, anterior, na geração térmica média por fonte estão incluídas as parcelas de inflexibilidade apresentadas na Figura Assim sendo, dos 52,4% GTmax despachados na fonte gás natural em 2014, 26,5% GTmax são associados à inflexibilidade, ou seja, 27,21% GTmax correspondem à parcela flexível, evidenciando-se o papel das fontes flexíveis na complementaridade da oferta. 3.3 Impactos da Oferta até 2017 na segurança operativa do SIN A necessidade de atendimento a uma carga crescente, associada à redução gradativa da capacidade de armazenamento no SIN e à tendência de oferta hidroelétrica abundante apenas no período chuvoso (como, por exemplo, a oferta 39 / 137

40 da Amazônia, com sazonalidade acentuada), obriga a complementação da geração hidroelétrica no período seco de cada ano, seja por usinas térmicas convencionais e/ou pelas fontes alternativas (eólicas/biomassa). Assim, o parque térmico e as fontes alternativas passam a ter, cada vez mais, o papel de reservatório virtual do SIN. Com o critério econômico usual de mínimo custo total de operação, o aumento da concentração de disponibilidade térmica com CVUs mais elevados leva a um atraso no despacho térmico, submetendo os subsistemas a acentuados deplecionamentos ao final de cada estação seca. Para se evitar a dependência das estações chuvosas subsequentes e garantir a segurança energética do SIN, passou a ser fundamental, a cada ano, o uso dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP, aprovados pelo CMSE e pela ANEEL, em Audiência Pública. Isto pode elevar de fato o custo de operação, na medida em que as usinas térmicas mais caras poderão ser despachadas fora da ordem de mérito para garantir a manutenção de armazenamentos durante o período seco (níveis de segurança mensais) suficientes para se atingir, em novembro de cada ano, o estoque de segurança necessário Níveis Meta. Sob esse aspecto, passa a ser fundamental o equacionamento das eventuais restrições de logística de entrega de combustível às usinas térmicas, na medida em que volumes crescentes de geração térmica poderão ser necessários a cada ano para fazer frente à aplicação dos POCP. Em termos de evolução da Matriz de Energia Elétrica, ao se manter a atual tendência da expansão hidroelétrica, calcada em usinas com baixa ou nenhuma regularização plurianual, o papel das termoelétricas flexíveis ou de baixa inflexibilidade, com custos de operação moderados e com menores incertezas de suprimento de combustível (GN/GNL/Carvão) passa a ser fundamental na seleção dos projetos a serem ofertados nos próximos leilões de energia nova. Não obstante, as fontes alternativas complementares no período seco, como pequenas centrais, eólicas e biomassa, também apresentam papel importante na segurança operativa do SIN, como já mencionado. Destaca-se, como já comentado, a questão da intermitência das fontes eólicas, acarretando em desafios importantes em termos operacionais. Essa é, portanto, a mudança importante de paradigma no planejamento e programação da operação, ou seja, o estoque de energia nos reservatórios tem se tornado mais relevante, progressivamente, como a variável de estado determinante para a indicação da segurança do atendimento energético, fato que justifica, além da aplicação no curto prazo, o uso dos Indicadores de Segurança Energética - ISEN no horizonte de médio prazo do ONS, o que irá permitir uma 40 / 137

41 maior robustez nas conclusões das análises das condições de atendimento à carga do SIN. 3.4 Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2013 e 2017 Nos estudos do PEN 2013, objetivando avaliar as condições de atendimento ao SIN com base em uma configuração representativa da prática operativa, foram representados como subsistemas independentes, além do Sudeste/Centro- Oeste, Sul, Nordeste e Norte, os sistemas elétricos Acre-Rondônia (AC/RO), Manaus Macapá (TMM), as UHEs do Complexo do rio Madeira, do Teles Pires e a UHE Belo Monte. A Figura 3-20, a seguir, esquematiza a configuração eletroenergética adotada no PEN 2013, incluindo os nós fictícios Imperatriz e Xingu. Esses nós não possuem geração ou carga associados e modelam, respectivamente, os troncos de interligação entre as subestações de Imperatriz e Colinas, e o ponto de conexão ao SIN da UHE Belo Monte (subestação Xingu). Figura 3-20: Configuração eletroenergética para o PEN 2013 XINGU IMPERATRIZ TMM N N B. MONTE T. PIRES AC/RO SE/CO MADEIRA S As interligações inter-regionais propiciam a transferência de grandes blocos de energia entre os subsistemas, permitindo que o ONS, através da operação integrada do SIN, explore a diversidade hidrológica entre regiões, o que resulta em ganhos sinérgicos consideráveis e aumento da segurança do atendimento ao mercado. A integração entre subsistemas contribui para a expansão da oferta de energia e para a otimização dos recursos energéticos, através da complementaridade energética existente entre os referidos subsistemas. Não obstante, grandes interligações com transferências de grandes blocos de energia aumentam sobremodo a complexidade do planejamento, da 41 / 137

42 programação e da operação elétrica do SIN, no que diz respeito à segurança operativa. A Figura 3-21 e a Figura 3-22, a seguir, indicam os limites de transferência e recebimento de energia através das interligações inter-regionais Sul Sudeste/Centro-Oeste Acre/Rondônia Nordeste Norte - Manaus/Macapá, bem como as principais obras associadas aos incrementos destes limites. No Volume II Relatório Complementar do PEN 2013 são apresentados os valores de limites de intercâmbio considerados para efeito de simulação com o modelo NEWAVE e o detalhamento da modelagem adotada para representação destes limites. Figura 3-21: Limites de Transferência das Interligações S-SE/CO-AC/RO (MWmed) Acre-Rondônia ACRO UHE Lajeado Exportador (FACRO) / Recebimento (RACRO)/BtB Mai/13-Jun/13: 200/ 250/420 Configuração atual: 2 circuito de 230 kv de Vilhena até Samuel Elo CC - Jul/13:-Ago/ / 250/0 Entrada do 1 º Bipolo (operação monopolar) 700 Exportação do Sul (FSUL) SE Set/13-Dez/13: 200 / 250/ Mai/13-Dez/16: 5740 Configuração atual Jul/17-Dez/17: 6560 LT 500 kv Bateias - Itatiba UHE Itaipu SE Ivaiporã Jan/14-Abr/14: 200 / 250/600 Entrada em operação do 1 Bipolo Mai/14-Dez/17: 270 / 400/700 Entrada em operação do 2 Bipolo Configuração com 3 circuitos de 230 kv de Jauru até Samuel Recebimento pelo Sul (RSUL) Mai/13-Abr/14: 7600 Configuração Atual Mai/14-Dez/16: 7730 LT 525 kv Itá S.Santiago e SE Curitiba Leste 525/230 kv 600 MVA Jul/17-Dez/17: 8700 LT 500 kv Bateias - Itatiba CA CB S LEGENDA Cenário A:Representa a busca do máximo recebimento Nordeste, obtido através da Exportação do Sudeste (EXPSE) sem contribuição da Exportação do Norte (EXPN=0). Cenário B: Representa a busca da máxima Exportação Sudeste, com exploração plena das interligações Norte Sul e Sudeste Nordeste, ainda com entrega elevada ao Nordeste, porém inferior àquela obtida no Cenário A. Recebimento pelo Sudeste (RSE) Mai/13-Dez/16: º Bipolo Madeira Jan/17-Dez/17: LT 500 kv Bateias - Itatiba 42 / 137

43 Figura 3-22: Limites de Transferência das Interligações SE/CO-NE-N-TMM (MWmed) Recebimento pelo Nordeste (RNE) NORTE EXPORTADOR Exportação do Norte (EXPN) Mai/13 Jun/13: 5300 UHE Estreito e GT Maranhão Jul/13-/Dez/17: Geração menos Demanda (interligação Tucuruí - Manaus) Nota: O Limite de Exp. Norte é função da disponibilidade da geração da região Norte. Importação Norte (RECN) Mai/13-Dez/17: Carga do Norte menos a geração de 5 unidades da UHE Tucuruí Fluxo na Norte - Sul (FMCCO) Mai/13-Dez/17: 4000 Manaus ACRO Importação/Exportação Manaus Jun/13: 2500 LT 500 kv Tucuruí Xingu Jurupari Oriximiná Silves Lechuga (Manaus) CD (Jun/13) N SE Imperatriz SE Colinas UHE Lajeado Mai/13-Jul/13: 4200 Configuração Atual Ago/13-Jun/16: º circuito 230 kv Banabuiú Mossoró 2 Jul/16-Dez/17: 6500 Expansão da Interligação NNE e SENE SUDESTE EXPORTADOR Mai/13-Jun/16: CA 4200 CB 3700 Jul/16-Dez/17: CA 5560 CB 3250 Expansão da Interligação NNE e SENE NE Exportação do Nordeste (EXPNE) Mai/13-Jun/13: 3400 UTEs Porto Pecém I e II Fluxo na Norte - Sul (FNS) Mai/13-Dez/17: 4100 * CA CB LEGENDA Cenário A:Representa a busca do máximo recebimento Nordeste, obtido através da Exportação do Sudeste (EXPSE) sem contribuição da Exportação do Norte (EXPN=0). Cenário B: Representa a busca da máxima Exportação Sudeste, com exploração plena das interligações Norte Sul e Sudeste Nordeste, ainda com entrega elevada ao Nordeste, porém inferior àquela obtida no Cenário A. * Considerando-se as perdas duplas de 765 kv, limitar o fluxo FNS em 3900, 3800 e 3400 MW em carga pesada, média e leve, respectivamente, estando o CLP de Itaipu setado para corte de 4 máquinas e limitar o fluxo FNS em 3900 apenas em carga leve, estando o CLP de Itaipu setado para corte de 3 máquinas. SE Ivaiporã SE Jul/13-Jun/16: 4000 Maior disponib. de geração térmica e eólica Jul/16-Dez/17: 7000 Expansão da Interligação NNE e SENE Exportação do Sudeste (EXPSE) Mai/13-Jun/16: CA 4200 CB 5000 Jul/16-Dez/17: CA 5560 CB 5980 Expansão da Interligação NNE e SENE 3.5 Subsistemas Elétricos Acre Rondônia e Sistema de Transmissão do Madeira No PEN, para efeito de avaliação das condições de atendimento ao mercado do Cenário de Referência, as simulações realizadas representam a oferta e a carga do sistema Acre/Rondônia (AC/RO) em um subsistema independente, interligado ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste. A interligação dos estados do Acre e Rondônia ao Sistema Interligado Nacional - SIN possibilitou a otimização do sistema através da transferência do excedente de energia para o sistema Acre - Rondônia (ACRO), contribuindo para reduzir a dependência da geração térmica local existente. Entretanto, mesmo após a interligação, os estados do Acre e Rondônia continuaram dependentes de geração térmica local, dado que os recursos envolvendo a geração hidráulica local e a máxima capacidade de importação 43 / 137

44 através do sistema de Interligação do ACRO não eram suficientes para atendimento às demandas máximas previstas, que ocorrem concomitantemente com os períodos de menores vazões. Além disso, a usina hidroelétrica de Samuel possui um pequeno reservatório, estando sujeita a acentuada sazonalidade da região, alternando períodos de elevadas e baixas disponibilidades de energia. Com a duplicação do tronco de suprimento ao sistema Acre Rondônia, desde a subestação de 230 kv de Vilhena até a subestação de Rio Branco, finalizada no início de 2013, com a entrada das unidades geradoras da UHE Santo Antônio conectadas através da estação conversora Back-to-Back e do transformador provisório 525/230 kv 465 MVA, o sistema Acre - Rondônia passou a ter uma característica predominantemente exportadora. Neste novo cenário, as situações de perda de sincronismo em contingências de blocos de geração foram reduzidas significativamente, permitindo operar com despachos elevados por ilha de geração da UHE Santo Antônio. Outro benefício resultante da duplicação dos circuitos entre Vilhena e Rio Branco é a maior robustez tanto para contingências internas, como para grandes distúrbios no SIN, reduzindo a necessidade de abertura da interligação por perda de perda de sincronismo. Para compor o sistema de transmissão planejado para o Acre Rondônia é necessário a entrada em operação do 3 circuito de 230 kv entre Jauru e Porto Velho, previsto atualmente para maio de 2014, conforme Acompanhamento de Obras de Linhas de Transmissão e Subestações elaborado pelo Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE, referência março de Com relação ao sistema de transmissão em corrente contínua (CCAT) de integração das usinas do Rio Madeira (UHE Santo Antônio 3150 MW e UHE Jirau 3300 MW), está previsto para julho de 2013 o início da integração do 1º Bipolo (3150 MW ± 600 kv), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de km. A localização geográfica da interligação do Acre/Rondônia com o Sudeste em conjunto com o sistema de transmissão previsto para o horizonte analisado é apresentada na Figura 3-23, a seguir. 44 / 137

45 Figura 3-23: Localização geográfica da interligação Acre/Rondônia A primeira etapa de integração do 1 Bipolo é caracterizada por um número reduzido de unidades geradoras nas UHEs de Santo Antônio e Jirau, permitindo somente a operação monopolar com retorno metálico, com apenas um filtro de 263 Mvar na subestação de 500 kv Coletora Porto Velho. Nessa etapa também não será possível contar com o Controle Mestre, devido ao atraso na implantação dos Generator Station Coordinators (GSC), impondo a necessidade de desligar também Back-to-Back desligado devido ao risco de autoexcitação nas máquinas de Santo Antônio e Jirau. Assim, a injeção máxima pelo Bipolo será limitada em 700 MW. A operação considerando a presença do transformador provisório 525/230 kv na subestação de Coletora Porto Velho só será possível com a implantação de diversos Sistema Especiais de Proteção (SEP). Esses esquemas são necessários para evitar que perturbações no sistema de corrente contínua 45 / 137

46 (bloqueio de polo, falha de comutação, perda de linha de corrente contínua) ou perda de ilha de geração no Complexo do Madeira afetem o sistema de atendimento ao Acre Rondônia. Dessa forma, dependendo das condições do sistema Acre Rondônia, o fluxo transformador provisório poderá alcançar valores da ordem de 400 MW. Na Figura 3-24 é apresentado o diagrama esquemático da operação conjunta do transformador provisório com o 1 Bipolo. Figura 3-24: Operação Interligada Sistema ACRO e Sistema CCAT Coletora Porto Velho 500/230 kv Samuel Ariquemes JParaná P.Bueno Vilhena Jauru 230 kv UHE Jirau 400 MW Araraquara kv Bipolo 1 Operação Monopolar UHE S.Antônio 700 MW É importante ressaltar a necessidade de operar com o sistema Acre Rondônia isolado do Complexo do Madeira e do sistema de transmissão em corrente contínua, principalmente na fase de comissionamento, conforme mostrado na Figura / 137

47 Figura 3-25: Operação Isolada do Sistema ACRO e Sistema CCAT Coletora Porto Velho 500/230 kv Back-to-Back Samuel Ariquemes JParaná P.Bueno Vilhena Jauru 230 kv UHE Jirau Araraquara kv Bipolo 1 Operação Monopolar UHE S.Antônio 700 MW A partir de dezembro de 2014 já será possível contar com o Controle Mestre e os Generator Station Coordinators (GSC) das usinas de Santo Antônio e Jirau. Assim é esperada a operação do 1º Bipolo na condição bipolar e com os dois blocos do Back-to-Back em operação. Para essa situação, o 1º Bipolo está limitado em função da sua capacidade nominal (3150 MW) e a injeção máxima pelos dois blocos do Back-to-Back será de 600 MW em função das condições do sistema Acre Rondônia. Com a entrada do terceiro circuito de 230 kv entre as subestações de Jauru e Porto Velho, previsto para maio de 2014, a máxima injeção pelo Back-to-Back poderá alcançar 700 MW. Após a entrada do 2 bipolo, também prevista para maio de 2014, a capacidade para escoar a energia das usinas do Complexo do Rio Madeira diretamente para a Região Sudeste passa a ser limitada apenas pela capacidade nominal dos dois bipolos, ou seja, 6300 MW Manaus-Macapá (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus e Macapá ao SIN se dá através da interligação Tucuruí-Manaus-Macapá (TMM), formando um "Y" entre Tucuruí (PA), Manaus (AM) e Macapá (AP), conforme apresentado na Figura Esta interligação será fundamental para levar energia elétrica de origem hídrica a Manaus e Macapá, substituindo a energia gerada por térmicas de óleo 47 / 137

48 combustível, atualmente pago por todos os consumidores de energia do país, e garantir o atendimento à carga de energia das capitais dos estados de Amazonas e Amapá. Destaca-se que o sistema Manaus é o maior entre os sistemas isolados brasileiros, representando cerca de 50% do total do mercado de energia elétrica desses sistemas e que a cidade de Manaus, no estado do Amazonas, será uma das sedes da Copa do Mundo de Futebol a ser realizada, em 2014, no Brasil. Figura 3-26: Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) Os lotes A e B da interligação Tucurui Macapá Manaus (TMM) que abrangem o trecho de circuito duplo em 500 kv de mesma torre Tucurui Xingu - Jurupari Oriximiná, com compensação série de 70% em cada trecho de linha, com suas respectivas subestações estão previstos para entrar em operação no mês de maio, após a realização dos testes previstos para o final de mês de abril. Ressalta-se que os CEs das SEs Jurupari e Oriximiná estão previstos para entrar em operação em junho. O lote C que abrange o trecho de circuito duplo em 500 kv de mesma torre Oriximiná Silves - Lechuga, com compensação série de 70% em cada trecho de linha, com suas respectivas subestações realizará testes de energização após os testes dos lotes A e B e estará disponível para operação no mês de maio. O CE da SE Silves está previsto para entrar em operação em agosto. O sistema elétrico do Amapá se interligará ao SIN a partir de outubro de 2013, pois o sistema em 230 kv do lote B, que permitirá a conexão desse sistema ao SIN a partir da SE Jurupari, através de um transformador 500/230 kv 48 / 137

49 2x450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo de mesma torre esta previsto para agosto e as obras de responsabilidade da CEA que permitirão a integração desse sistema estão previstas para setembro. A interligação do sistema de Manaus ao SIN será na subestação de Lechuga (antiga Cariri) através de uma transformação 500 / 230 kv 3 x 600 MVA. O parque térmico existente em Manaus é composto de usinas térmicas movidas a óleo combustível com cerca de 830 MW, onde 470 MW são de máquinas alugadas pela Amazonas Energia, e de outras usinas recentemente convertidas para gás natural, num montante de cerca de 780 MW de potência instalada e totalmente inflexíveis em 560 MW. Com a entrada em operação dessa interligação estava prevista a desativação de grande parte desse parque térmico movido a óleo combustível, mas em virtude do atraso nas obras de 230 kv e 138 kv de responsabilidade da Amazonas Energia, o sistema Manaus será integrado ao SIN através de um configuração provisória o que implicará em operar esta interligação praticamente zerada e em manter em operação o parque térmico existente. Ressalta-se que os despachos de geração térmica poderão ser reduzidos gradativamente à medida que a configuração do sistema receptor de Manaus for evoluindo. Não existe um limite dinâmico para a interligação Tucurui - Macapá - Manaus para contingências simples na mesma e nas interligações Norte - Nordeste, Norte Sul e Sudeste Nordeste, uma vez que para os cenários analisados os intercâmbios máximos representam fluxos muito abaixo da capacidade de 2500 MW para a qual a mesma foi planejada. O fluxo máximo na interligação TMM no trecho entre as subestações de Tucurui e Xingu (FTCXG) deverá ser da ordem de 50% da carga dos sistemas de Macapá e Manaus, o que garante que na perda dupla dos circuitos C1 e C2 da LT 500 kv Tucurui Xingu não haverá colapso de frequência, uma vez que a geração térmica em conjunto com a geração hidráulica atenderá os outros 50% da carga. Este valor de fluxo máximo esta associado a atuação de um Esquema Regional de Alivio de Carga por subfrequencia (ERAC) que foi dimensionado para cortar cerca de 50% da carga quando da perda da interligação TMM. 3.6 Outras Premissas Para as usinas a gás natural e bicombustível, não contempladas na Carta Compromisso Petrobras-ANEEL (Anexo IV), foram consideradas as Resoluções Normativas ANEEL nº 231/2006, de 16 de setembro de 2006, e nº 237/2006, de 49 / 137

50 28 de novembro de 2006, que estabelecem critérios para consideração das usinas térmicas na elaboração do PMO em função da indisponibilidade por falta de combustível (DispO) CAR5 Foram consideradas nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte as Curvas de Aversão ao Risco para os cinco anos do horizonte de estudo CAR5. No Volume II Relatório Complementar são apresentadas todas as Curvas de Aversão ao Risco consideradas nas diversas análises do PEN Custo do Déficit Para a avaliação das condições de atendimento foi utilizada a curva de custo do déficit de apenas um patamar (3.100 R$/MWh), conforme relatório EPE-DEE-RE-007/2013-r0, de 18/01/2013, coerente com os estudos de planejamento da expansão da geração desenvolvidos pela EPE/MME. No Volume II Relatório Complementar, são apresentadas, no item Conceitos Básicos de Avaliações Energéticas, as razões conceituais de se adotar tais premissas para o planejamento de médio prazo da operação do SIN Níveis de Armazenamento Nos estudos do PEN 2013 foram adotados, como condição inicial de armazenamento, os níveis dos reservatórios em 27/04/2013 (níveis iniciais enviados pelos agentes para a 1ª semana operativa do PMO de maio/2013). A energia armazenada nos subsistemas do SIN correspondente aos armazenamentos iniciais é apresentada na Tabela 3-7, a seguir. Tabela 3-7: Energia Armazenada Inicial do SIN (27/04/2013) % EARmax Energia Armazenada Inicial Sudeste/Centro-Oeste Sul Nordeste Norte AC/RO % EARmax 61,6 64,2 48,4 96,5 92,7 A Figura 3-27, a seguir, permite visualizar os armazenamentos verificados nos últimos cinco anos em cada subsistema, com destaque para os valores ao final de abril de cada ano, início dos estudos dos Planos de Operação. 50 / 137

51 Figura 3-27: Armazenamentos Verificados nos Últimos 5 anos 100% Evolução Energia Armazenada - SE/CO 100% Evolução Energia Armazenada - SUL 90% 90% 80% 80% 70% 70% %EARmáx 60% 50% %EARmáx 60% 50% 40% 40% 30% 30% 20% 20% jan/09 abr/09 jul/09 out/09 jan/10 abr/10 jul/10 out/10 jan/11 abr/11 jul/11 out/11 jan/12 abr/12 jul/12 out/12 jan/13 abr/13 jan/09 abr/09 jul/09 out/09 jan/10 abr/10 jul/10 out/10 jan/11 abr/11 jul/11 out/11 jan/12 abr/12 jul/12 out/12 jan/13 abr/13 100% Evolução Energia Armazenada - NE 100% Evolução Energia Armazenada - NORTE 90% 90% 80% 80% 70% 70% %EARmáx 60% 50% %EARmáx 60% 50% 40% 40% 30% 30% 20% 20% jan/09 abr/09 jul/09 out/09 jan/10 abr/10 jul/10 out/10 jan/11 abr/11 jul/11 out/11 jan/12 abr/12 jul/12 out/12 jan/13 abr/13 jan/09 abr/09 jul/09 out/09 jan/10 abr/10 jul/10 out/10 jan/11 abr/11 jul/11 out/11 jan/12 abr/12 jul/12 out/12 jan/13 abr/13 Observa-se na Figura 3-27, anterior, que os armazenamentos ao início de maio de 2013 (final de abril) são bastante inferiores aos verificados no mesmo período do ano anterior nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Complementando, a Figura 3-28, a seguir, apresenta os armazenamentos verificados nos últimos cinco anos para o SIN. Figura 3-28: Armazenamentos Verificados nos Últimos 5 anos - SIN 100% 90% 80% 70% %EARmáx 60% 50% 40% 30% 20% jan/09 abr/09 jul/09 out/09 jan/10 abr/10 jul/10 out/10 jan/11 abr/11 jul/11 out/11 jan/12 abr/12 jul/12 out/12 jan/13 abr/13 51 / 137

52 4 Cenários Avaliados No PEN 2013 foram considerados, para avaliação das condições de atendimento à carga, um cenário de referência e um cenário de sensibilidade, resumidos na Figura 4-1, a seguir. Figura 4-1: Cenários analisados no PEN 2013 Cenário de Referência CR PMO de maio 13 sem tendência hidrológica GT na base mai-nov/13 Cenário de Sensibilidade CS Avaliação com relação ao crescimento do mercado Mercado de Oferta O detalhamento desses cenários é apresentado nos itens subsequentes. 4.1 Cenário de Referência (CR) O Cenário de Referência CR tem por base o mesmo cenário dos estudos de médio prazo que deram suporte ao PMO de maio de 2013, que considera a integração dos sistemas isolados Manaus e Macapá a partir de setembro de 2013, com utilização de algumas premissas básicas diferenciadas, como, por exemplo: Custo de Déficit em patamar único; Geração de cenários de energias naturais afluentes ENA não condicionada ao passado recente ou sem tendência; Consideração da geração térmica na base no período entre maio e novembro de 2013; Curva Quinquenal de Aversão ao Risco CAR 5, em todos os subsistemas. Inclusive no subsistema Norte; 52 / 137

53 Consideração do subsistema Acre-Rondônia separado do subsistema Sudeste/Centro-Oeste e do subsistema Manaus/Macapá separado do subsistema Norte, de tal forma que as condições de atendimento dessas áreas possam ser avaliadas ao longo do horizonte de médio prazo; e Consideração dos subsistemas Madeira, Belo Monte e Teles Pires em separado, para melhor representação das usinas hidráulicas a fio d água previstas nesses subsistemas, proporcionando uma melhor estimativa dos recursos hidráulicos em toda a otimização do SIN. A elaboração do PEN ao final da estação chuvosa do SIN permite mitigar as incertezas inerentes às condições de armazenamento e ao comportamento das vazões ao longo do período úmido, desta forma foram considerados os estoques armazenados em início de maio de Em avaliações recentes que antecederam este PEN, observou-se que os índices de desempenho do sistema, tais como os riscos de déficit, valor esperado da energia não suprida e custos marginais de operação, ficaram fortemente influenciados pela adoção da geração de cenários condicionada ao passado recente (com tendência), não só no primeiro ano, mas em todos os demais anos do horizonte de planejamento. Considerando-se a característica estrutural deste Plano, a persistência dessa influência não é adequada. Logo, a partir deste PEN de 2013 adotou-se a geração de cenários não condicionada ao passado recente (sem tendência). O CR está em conformidade com o item do Submódulo 7.2 que estabelece que o caso de referência deva refletir as condições mais representativas da evolução do SIN. 4.2 Cenário de Sensibilidade Como sensibilidade ao Cenário CR foi elaborado o Cenário de Sensibilidade, descritos a seguir, considerando como base as mesmas premissas do Cenário de Referência: O Cenário CS: contempla um crescimento da carga maior que no Cenário de Referência, através da definição do Mercado de Oferta - a maior carga possível de ser atendida, com o mesmo cronograma de obras do CR, mantendo-se os critérios usuais de garantia de atendimento, ou seja, riscos de déficit de energia no SIN não superiores a 5%. Este cenário permite avaliar o impacto de uma antecipação do crescimento da demanda de energia elétrica no horizonte 2013/2017; 53 / 137

54 5 Síntese dos Resultados das Avaliações Energéticas A avaliação das condições de atendimento pode ser dividida em dois períodos. Nos dois primeiros anos do horizonte de estudo, 2013/2014, a oferta está definida e, em geral, não é mais possível a incorporação/antecipação de novos empreendimentos. Neste período o atendimento ao mercado depende basicamente dos níveis de armazenamento dos reservatórios, das afluências às usinas hidroelétricas e da disponibilidade de geração térmica complementar. Destaca-se que com a aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP, considerando a disponibilidade térmica instalada no SIN, fica assegurado o atendimento à carga em situações de desequilíbrio oferta x demanda. Nos três anos restantes / a expansão da geração e da transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento ao mercado de forma estrutural. Mesmo com equilíbrio entre a oferta de garantia física e a carga prevista, premissa do modelo setorial, situações desfavoráveis de suprimento energético podem ocorrer, em grande parte devido à gradativa redução da capacidade de regularização do sistema hidroelétrico. A análise deste período permite ao ONS encaminhar propostas para a tomada de decisões estratégicas, tais como antecipações de obras; necessidade de avaliação, pelo MME/CMSE - EPE, da implantação de oferta adicional ao programa de expansão definido para os primeiros cinco anos; ou mesmo a constituição de Reserva de Geração e/ou Energia de Reserva, nos termos da Lei nº , de 15/03/2004 e do Decreto nº 6353, de 16/01/2008. As avaliações energéticas foram realizadas para o período 2013/2017 com base no Modelo NEWAVE Versão 17 Linux, considerando tanto séries sintéticas de energias naturais afluentes como o histórico de energias naturais afluentes. Como complementação, foram realizados balanços estáticos de energia garantida (garantia física) e ponta para o Cenário de Referência, de modo a se obter um indicativo das possíveis sobras ou déficits no SIN. Os resultados são apresentados para os centros de carga do SIN, representados neste PEN pelos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste, Norte, Acre/Rondônia e Manaus/Macapá. 5.1 Resultados do Cenário de Referência CR Para o Cenário CR, além dos resultados de risco de déficit e custos marginais de operação valores médios anuais obtidos com simulações com séries 54 / 137

55 sintéticas de energias afluentes e com séries históricas, é apresentada, no Anexo I, a evolução temporal dos CMOs mensais, visualizando-se as dispersões das estimativas em termos de média, mediana e percentil e uma avaliação do congestionamento nas interligações e das diferenças de CMOs entre subsistemas Riscos de déficit de energia A Tabela 5-1, a seguir, apresenta os riscos de déficit de energia para o período 2013/2017. Todos os valores observados são inferiores a 5% ao longo de todo horizonte de análise, estando, dessa forma, em acordo com o critério de garantia postulado pelo CNPE (risco máximo de 5%). Destaca-se que os subsistemas Norte e Nordeste apresentam riscos de déficit de qualquer profundidade próximos a zero, o que indica a existência de excedentes energéticos não exportáveis nesses subsistemas. Tabela 5-1: Riscos de Déficit de Energia (%) Cenário de Referência Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE PROB(QualquerDéficit) 0,9 3,8 3,1 2,8 4,2 PROB(Déficit>1%Carga) 0,6 3,2 2,5 2,3 3,7 SUL PROB(QualquerDéficit) 0,4 3,9 3,0 3,2 3,6 PROB(Déficit>1%Carga) 0,4 3,1 2,3 2,2 3,1 NORDESTE PROB(QualquerDéficit) 0,3 0,8 0,5 0,5 0,9 PROB(Déficit>1%Carga) 0,1 0,1 0,2 0,1 0,3 NORTE PROB(QualquerDéficit) 0,3 0,8 0,6 0,4 0,4 PROB(Déficit>1%Carga) 0,2 0,6 0,5 0,1 0,3 ACRE/RONDONIA PROB(QualquerDéficit) 0,0 0,9 1,2 1,7 3,8 PROB(Déficit>1%Carga) 0,0 0,2 0,2 0,3 2,5 MANAUS/MACAPÁ PROB(QualquerDéficit) 0,5 1,0 0,7 0,3 0,4 PROB(Déficit>1%Carga) 0,3 0,9 0,6 0,1 0,4 É importante observar que estes resultados refletem as simulações com a curva de custo do déficit de um patamar, a CAR 5 para todos os subsistemas, 55 / 137

56 despacho na base de todas as térmicas no período entre maio e novembro de 2013 e não consideração da tendência hidrológica. O Volume II Relatório Complementar, dedica um Item à justificativa para o uso dessas premissas nas avaliações energéticas no enfoque do Planejamento da Operação Energética do SIN Custos Marginais de Operação A Tabela 5-2, a seguir, apresenta os custos marginais médios anuais de operação - CMOs para o Cenário de Referência. Tabela 5-2: Custos Marginais de Operação (R$/MWh) Cenário de Referência Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE 285,74 239,59 231,44 220,83 SUL 281,46 237,45 230,83 220,74 NORDESTE 183,54 149,13 143,87 118,74 NORTE 183,42 149,58 143,37 111,46 ACRE/RONDÔNIA 232,84 239,59 231,44 220,83 MANAUS/MACAPÁ 183,42 149,58 143,37 111,45 OBS: - Custo Marginal de Expansão utilizado pela EPE no PDE 2021 = 102,00 R$/MWh. - Os resultados para o ano de 2013 não foram apresentados porque, por premissa, foi considerada a geração térmica na base no período entre maio e novembro de Observa-se que em todo o horizonte os CMOs médios anuais são superiores aos 102,00 R$/MWh utilizados pela EPE no Plano Decenal de Energia 2021 como indicativo do Custo Marginal de Expansão CME para todos os subsistemas. A situação de elevados CMOs médios anuais é reflexo dos baixos níveis de armazenamento verificados no SIN ao final da estação úmida de 2013, além da consideração de restrições operativas que não consideradas nos estudos de planejamento da expansão, como, por exemplo, Curvas Quinquenais de Aversão ao Risco CAR5 e volumes de espera para controle de cheias. Não obstante, ao longo do ano, os estudos prospectivos realizados nos Programas Mensais de Operação PMO conduzem a uma visão determinística dos valores do CMO, considerando-se a atualização deste parâmetro em relação à evolução das condições hidroenergéticas conjunturais do SIN, com base nos valores esperados da previsão de afluências. Os subsistemas Norte e Nordeste têm, em geral, CMOs inferiores aos demais subsistemas, indicando a necessidade de se avaliar a viabilidade econômica de ampliação da capacidade de exportação do Norte/Nordeste para o Sudeste/Centro-Oeste e Sul. 56 / 137

57 5.1.3 Análise com séries históricas de energias naturais - Cenário CR As condições de atendimento ao SIN no horizonte de 2014 a 2017 foram avaliadas também se utilizando as séries históricas de energias naturais afluentes no período de 1932 a 2011 (80 séries), considerando-se as mesmas condições conjunturais de armazenamentos nos reservatórios utilizadas nas avaliações probabilísticas apresentadas anteriormente. A Tabela 5-3, a seguir, apresenta a frequência relativa de séries do histórico em que ocorreriam déficits de qualquer profundidade e déficits superiores a 1% da carga, para cada um dos subsistemas. Na Tabela 5-4 é feita a identificação dessas séries. Tabela 5-3: Riscos de Déficit de Energia (%), séries históricas Cenário de Referência Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE PROB (Qualquer Déficit) 0,0 1,3 3,8 3,8 3,8 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 1,3 2,5 2,5 2,5 SUL PROB (Qualquer Déficit) 0,0 1,3 0,0 1,3 1,3 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 1,3 0,0 1,3 1,3 NORDESTE PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 NORTE PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 1,3 0,0 0,0 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 0,0 1,3 0,0 0,0 ACRE/RONDONIA PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 2,5 0,0 3,8 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 0,0 0,0 0,0 2,5 MANAUS/MACAPÁ PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 1,3 0,0 0,0 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 0,0 1,3 0,0 0,0 57 / 137

58 Tabela 5-4: Séries Históricas com Déficits de Energia 2013/2017 Séries com déficit SUDESTE/CENTRO-OESTE SUL NORDESTE NORTE AC/RO TMM Da Tabela 5-5 até a Tabela 5-8, a seguir, são apresentados, para cada ano em que houve a ocorrência de déficit na simulação com séries históricas e para cada subsistema, as seguintes informações: Maior déficit anual observado para o histórico analisado (MWmed e % da carga); A série em que ocorreu esse déficit; e O valor esperado dos déficits, considerando-se todo o histórico e seu % em relação à carga. Tabela 5-5: Déficits com Séries Históricas Ano 2014 OCORRÊNCIA SE/CO SUL NORDESTE NORTE AC/RO TMM Média dos Déficits (MWmed) 10,1 3, Média dos Déficits (% da Carga) 0,03% 0,03% Maior Déficit Anual (MWmed) 804,1 301, Maior Déficit Anual (% da Carga) 2,02% 2,74% Série de Maior Déficit Em 2014, observa-se déficit para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, na hipótese de repetição das afluências do ano de Esse déficit, no entanto, corresponderia a um valor máximo de 804,1 MWmed, ou seja, 2,02% da carga do Sudeste/Centro-Oeste. 58 / 137

59 Tabela 5-6: Déficits com Séries Históricas Ano 2015 OCORRÊNCIA SE/CO SUL NORDESTE NORTE AC/RO TMM Média dos Déficits (MWmed) 23, ,9 0,0 0,4 Média dos Déficits (% da Carga) 0,06% - - 0,02% 0,00% 0,03% Maior Déficit Anual (MWmed) 1.254, ,7 1,6 34,4 Maior Déficit Anual (% da Carga) 3,02% - - 1,56% 0,29% 2,61% Série de Maior Déficit Para o ano de 2015, os subsistemas Sul e Nordeste não apresentariam déficit em nenhuma série do histórico; o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresentou montantes de déficits anuais máximos de 1.254,3 MWmed (3,02% da carga do Sudeste/Centro-Oeste). Tabela 5-7: Déficits com Séries Históricas Ano 2016 OCORRÊNCIA SE/CO SUL NORDESTE NORTE AC/RO TMM Média dos Déficits (MWmed) 63,7 2, Média dos Déficits (% da Carga) 0,15% 0,02% Maior Déficit Anual (MWmed) 3.503,5 209, Maior Déficit Anual (% da Carga) 8,13% 1,77% Série de Maior Déficit Em 2016, os subsistemas Nordeste, Norte, Acre/Rondônia e Manaus/Macapá não apresentam déficit em nenhuma série do histórico; o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresentou montantes de déficits anuais máximos de 3.503,5 MWmed (8,13% da carga do Sudeste/Centro-Oeste), no caso de repetição da série histórica de / 137

60 Tabela 5-8: Déficits com Séries Históricas Ano 2017 OCORRÊNCIA SE/CO SUL NORDESTE NORTE AC/RO TMM Média dos Déficits (MWmed) 67,3 6, ,4 - Média dos Déficits (% da Carga) 0,15% 0,06% - - 0,07% - Maior Déficit Anual (MWmed) 4.364,4 545, ,4 - Maior Déficit Anual (% da Carga) 9,74% 4,43% - - 3,06% - Série de Maior Déficit Para o ano de 2017, os subsistemas Nordeste, Norte e Manaus/Macapá não apresentam déficit em nenhuma série do histórico; o subsistema Sudeste/Centro- Oeste apresentou montantes de déficits anuais máximos de 4.364,4 MWmed (9,74% da carga do Sudeste/Centro-Oeste), no caso de repetição da série histórica de Em resumo, as análises indicam que os montantes médios de energia não suprida foram pouco significativos, podendo ser evitados por despacho antecipado de geração térmica ou por políticas operativas específicas de intercâmbio, tal como previsto nos Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP aprovados pelo CMSE. Porém, uma atenção especial deve ser dispensada para o caso de repetição de sequências críticas de afluências nos próximos anos, coincidentes com o período crítico do SIN. Em uma situação como essa, em que a série histórica de 1955 coincida com os anos de 2016 ou 2017, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresentaria déficits superiores a 8% da sua carga. 60 / 137

61 5.2 Balanço Estático de Energia Os itens seguintes apresentam balanços estáticos de energia para o Cenário de Referência, além de balanços complementares para as regiões Sul e Nordeste Balanço Estático de Garantia Física O balanço estático de energia tem significado apenas indicativo da oferta estrutural de energia elétrica do SIN, na medida em que não considera as transferências de energia entre os subsistemas ao longo do ano e a redução de disponibilidade de energia das usinas hidráulicas em situações hidrológicas desfavoráveis. Balanços estáticos de energia não são, por si só, métricas suficientes para avaliar as condições de atendimento à carga de sistemas elétricos como o brasileiro, mas permitem qualificar e/ou quantificar algumas situações estruturais, como a plena contratação da carga prevista pelos agentes distribuidores, segundo as regras do atual modelo institucional (100% de contratação), ou situações típicas de condições extremas de atendimento, podendo orientar decisões mitigadoras de planejamento. O balanço estático apresentado a seguir compara, com a carga projetada no horizonte do PEN 2013, a oferta de energia do SIN utilizada como lastro físico nos contratos de comercialização de energia, as garantias físicas dos leilões de reserva e as disponibilidades de energia de usinas eventualmente ainda não contratadas. Adota-se como premissa para as usinas em expansão as datas de tendência do cronograma de motorização utilizado no PMO de maio/2013, conforme reunião do DMSE realizada no dia 17/04/2013. Da mesma forma, as usinas que possuem disponibilidade nula neste PMO, conforme regulamentação vigente, têm sua garantia física zerada no balanço estático, caso das UTE Uruguaiana, Cuiabá, Carioba, Nutepa, Brasília, Roberto Silveira, santa Cruz 34, William Arjona e PIE- RP. A Figura 5-1, a seguir, permite visualizar que existem sobras de energia no SIN ao longo do período 2013/2017, uma vez que a oferta estática de energia é superior à carga própria projetada em todo horizonte de análise. 61 / 137

62 Figura 5-1: Evolução da Oferta Estática e da Carga 2013/2017 (MWmed) Oferta de geração Carga MWméd Obs.: A oferta considera a interligação do Sistema Manaus/Macapá ao SIN a partir de setembro/2013. A Figura 5-2, a seguir, permite visualizar o resultado do balanço estático de garantia física para o SIN e para cada subsistema, considerando a disponibilidade de energia dos leilões ocorridos até 2012, para o CR. 62 / 137

63 Figura 5-2: Balanço de Energia (MWmed) Cenário de Referência N SIN AC/RO SIN AC/RO AC/RO AC/RO SIN SIN (MWmed) SIN N NE SE/CO SUL AC/RO M/M SE/CO NE N SUL M/M SE/CO NE N SUL N NE NE M/M M/M M/M SUL SUL SE/CO SE/CO Obs; (1) O Sistema Manaus/Macapá é integrado ao SIN a partir de setembro/2013; (2): O Subsistema Sudeste/Centro- Oeste inclui as usinas do rio Teles Pires; (3): O Subsistema Acre/Rondônia inclui as usinas do rio Madeira; e (4) O Subsistema Norte inclui as usinas Belo Monte e Belo Monte Complementar. Os subsistemas Nordeste, Norte e Acre/Rondônia apresentam balanço positivo todos os anos e os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Manaus/Macapá balanço negativo ao longo de todo horizonte. A Tabela 5-9, a seguir, apresenta os detalhes do balanço estático para o SIN, considerando o Cenário de Referência. Como já comentado, existem sobras, entre MWmed e MWmed, em todo o horizonte. 63 / 137

64 Tabela 5-9: Balanço Estático de Energia para o SIN (MWmed) - CR SIN - OFERTA PEN (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs IMPORTAÇÃO DE ENERGIA OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO LER (1º, 2º, 3º e 4º) BALANÇO COM LER Obs.: Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas. As usinas sem garantia física foram consideradas pela sua disponibilidade máxima para UTE. A importação de energia se refere a parcela de 50 Hz da UHE Itaipu. A Tabela 5-10, a seguir, detalha o balanço estático de energia do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que indica déficits a partir de 2013, atingindo valores da ordem de MWmed em Tabela 5-10: Balanço Estático de Energia para o SE/CO (MWmed) - CR SE/CO - OFERTA PEN (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs IMPORTAÇÃO DE ENERGIA OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO (1.236) (2.791) (3.731) (4.848) (6.549) LER (1º, 2º, 3º e 4º) BALANÇO COM LER (792) (2.328) (3.255) (4.369) (6.070) Obs.: Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas. As usinas sem garantia física foram consideradas pela sua disponibilidade máxima para UTE. A importação de energia se refere a parcela de 50 Hz da UHE Itaipu. Destaca-se que a oferta disponível no subsistema Madeira (UHE Santo Antônio e Jirau, vendidas nos leilões estruturantes ocorridos em 2007 e 2008, 64 / 137

65 respectivamente) está considerada no balanço estático de energia do subsistema Acre/Rondônia, apresentado na Tabela 5-11, a seguir. Tabela 5-11: Balanço Estático de Energia para o AC/RO (MWmed) - CR AC/RO - OFERTA PEN (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO LER (1º, 2º, 3º e 4º) BALANÇO COM LER Obs.: Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas. As usinas sem garantia física foram consideradas pela sua disponibilidade máxima para UTE. No caso de balanço estático conjunto dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia, seriam indicadas sobras de energia contratada até Em 2016, seria atingido um equilíbrio entre oferta e carga. Em 2017, seriam indicados déficits da ordem de MWmed. Para o subsistema Sul a Tabela 5-12, a seguir, mostra, como já comentado, que existem déficits de energia contratada em todos os anos do horizonte. Tabela 5-12: Balanço Estático de Energia para o Sul (MWmed) - Cenário de Referência SUL - OFERTA PEN (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO (945) (1.617) (1.810) (2.114) (2.418) LER (1º, 2º, 3º e 4º) BALANÇO COM LER (893) (1.531) (1.695) (1.999) (2.303) Obs.: Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas. As usinas sem garantia física foram consideradas pela sua disponibilidade máxima para UTE. 65 / 137

66 A Tabela 5-13, a seguir, detalha o balanço estático de energia do subsistema Nordeste. Observam-se sobras em todos os anos do horizonte, sendo que a partir de 2014 é da ordem de MWmed. Tabela 5-13: Balanço Estático de Energia para o NE (MWmed) - CR NE - OFERTA PEN (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO LER (1º, 2º, 3º e 4º) BALANÇO COM LER Obs.: Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas. As usinas sem garantia física foram consideradas pela sua disponibilidade máxima para UTE. Para o subsistema Norte a Tabela 5-14, a seguir, mostra, como já comentado, que existem sobras de energia em todos os anos do horizonte. Tabela 5-14: Balanço Estático de Energia para o Norte (MWmed) - CR NORTE - OFERTA PEN (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO LER (1º, 2º, 3º e 4º) BALANÇO COM LER Obs.: Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas. As usinas sem garantia física foram consideradas pela sua disponibilidade máxima para UTE. 66 / 137

67 Destaca-se que a oferta disponível com a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá (UHE Balbina e Coaracy Nunes, Ferreira Gomes, Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, além das UTE Aparecida B1 e B2, Jaraqui, Manauara, Mauá B3, Mauá B4, Ponta Negra, Santana W, Santana LM e Tambaqui) está considerada no balanço estático de energia no subsistema Manaus-Macapá, apresentado na Tabela 5-15, a seguir. Tabela 5-15: Balanço Estático de Energia para Manaus-Macapá (MWmed) - CR TMM - OFERTA PEN (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO (90) (340) (77) (112) (61) LER (1º, 2º, 3º e 4º) BALANÇO COM LER (90) (340) (77) (112) (61) Obs.: Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas. As usinas sem garantia física foram consideradas pela sua disponibilidade máxima para UTE. Ao se avaliar os subsistemas Norte e Manaus-Macapá em conjunto, seriam indicadas sobras de energia contratada em todo o período 2013/ Balanço Estático Complementar para o Subsistema Sul Considerando os resultados do balanço estático de energia do subsistema Sul apresentados anteriormente, com déficits estruturais entre 2014 e 2017, e ainda a forte dependência deste subsistema da importação de energia dos demais subsistemas do SIN, principalmente através da SE Ivaiporã, foi elaborado um balanço estático simplificado para o Sul. O objetivo foi o de avaliar o impacto da ocorrência concomitante de uma seca severa (semelhante ao pior trimestre do período seco do ano de 1945, por exemplo) com restrições elétricas prolongadas na malha de recebimento pela região Sul. A Figura 5-3, a seguir, apresenta um balanço estático para o subsistema Sul, agora considerando essa nova situação extrema. Admite-se uma rede alterada, em função de uma eventual indisponibilidade de um elemento do sistema de transmissão, o que poderia limitar a capacidade de recebimento de energia pelo subsistema Sul e, concomitantemente, uma condição hidrológica desfavorável 67 / 137

68 em período sazonal que requer intenso deplecionamento dos reservatórios desse subsistema. Figura 5-3: Balanço Estático de Energia do Subsistema Sul (MWmed) Carga Importação ~ ~ Ger não simuladas ~ GT GH (MWmed) Carga GTmax Intercâmbio Não simuladas ENA necessária* % MLT 33% 30% 34% 18% * Necessária para fechar o balanço (MWmed/%MLT) Obs.1: Pior ENA do histórico = 34% MLT. Obs.2: Cerca de 21% MLT no período abr - junho em 2006 e Obs.3: Considera-se a LT 500 kv Itatiba Bateias a partir do primeiro semestre de Observa-se que, em uma situação extrema, em que se tenha a rede alterada por indisponibilidade de linha de transmissão de 500 kv concomitante com afluências críticas na região Sul, poderá haver dificuldades no atendimento à carga dessa região até As ENAs necessárias indicadas apontam para o uso intenso da capacidade de armazenamento dos reservatórios da Região, pois o comportamento hidrológico para a condição do mínimo histórico (34% MLT) corresponde a valores de ENA mensais, bimensais, trimestrais etc. significativamente inferiores à média anual. Desta forma, serão exigidos o forte uso de estoque regulador sazonal e a observância de níveis iniciais de armazenamento elevados. Outro fator desfavorável a ser considerado é que a geração térmica máxima durante o ano inteiro é uma hipótese otimista, pois há sempre um retardo para essa decisão em função da aplicação do procedimento baseado no despacho econômico. Importa destacar que o subsistema Sul apresenta alta variabilidade das afluências, mesmo para intervalos mensais, pouca capacidade de armazenamento de energia e forte dependência de importação de grandes blocos de energia do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, podendo envolver riscos associados em situações de secas severas concomitantes com restrições no sistema elétrico de importação, tornando-o vulnerável para o atendimento energético. Nessa condição, os mecanismos de segurança usualmente aplicados 68 / 137

69 aos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste podem assumir papel mais relevante no despacho termelétrico do subsistema Sul. Considerando esses fatores, torna-se recomendável a realização de leilões regionais e por tipo de fonte com vistas ao atendimento desse subsistema. Nessa hipótese, dada a vulnerabilidade do subsistema Sul em relação ao comportamento hidrológico de suas bacias, é desejável que a geração das novas fontes seja complementar à geração hidrelétrica, porém com característica flexível, o que aponta para a oferta de novas usinas termoelétricas nesse subsistema. Nesse caso, devem ser consideradas as potencialidades de energéticos nessa região como o carvão com o uso de novas tecnologias mais limpas, por exemplo, e as restrições logísticas para a oferta e o suprimento de combustíveis, além dos possíveis reforços nos sistemas de interligação. 5.3 Balanço Estático Complementar para o Subsistema Nordeste Como já comentado, o balanço estático de energia indica sobras significativas no subsistema Nordeste durante todo o horizonte do estudo, decorrentes, em parte, das ofertas das usinas térmicas a óleo e eólicas contratadas via leilões de energia nova. Dado que existem restrições de geração hidroelétrica mínima na UHE Sobradinho, para garantir captações de água para uso urbano, agrícola e industrial e para a navegação no trecho entre a UHE Sobradinho e a UHE Itaparica (inflexibilidade hidráulica), como nos PEN anteriores, foi feita uma avaliação complementar visando verificar se toda a geração térmica disponível no Nordeste poderia ser alocada na curva de carga do SIN e qual o impacto da concorrência da geração eólica, prioritária no balanço Carga x Geração. A avaliação tem por base um balanço estático de energia para o subsistema Nordeste, em cada patamar de carga, considerando as premissas de carga e oferta do Cenário de Referência. O diagrama apresentado na Figura 5-4, a seguir, resume as premissas e considerações adotadas. 69 / 137

70 Figura 5-4: Cálculo da Máxima Alocação de Energia Térmica do NE no SIN Exportação Carga ~ ~ ~ GT GH pequenas GH min Sobradinho Exportação Se GT ( Carga GH pequenas - GH min Sobradinho ) > Exportação Então existem restrições de alocação no SIN A máxima energia térmica alocável na curva de carga do SIN, para cada patamar de carga, foi determinada com a consideração do limite de exportação do Nordeste, acrescido da carga local a ser atendida, abatida da geração compulsória no Nordeste, correspondente à geração das usinas não simuladas individualmente e à geração hidroelétrica associada às seguintes hipóteses de restrição de vazão mínima em Sobradinho: m 3 /s (restrição vigente, que equivale à geração mínima de aproximadamente MWmed na bacia do São Francisco); e m 3 /s (restrição de excepcionalidade aprovada pela ANA, que equivale à geração mínima de aproximadamente MWmed na bacia do São Francisco). Os resultados obtidos indicam que ao longo de todo horizonte de análise não há restrição para alocação da geração disponível no subsistema Nordeste em nenhum dos patamares de carga, considerando-se restrição de vazão mínima de m 3 /s ou m 3 /s. A menor folga observada foi da ordem de 900 MWmed no ano de 2015 no patamar de carga leve com restrição de vazão mínima m 3 /s em Sobradinho. No patamar de carga média a folga é sempre superior a MWmed e no patamar de carga pesada superior a MWmed. 70 / 137

71 Como o 5º LER, exclusivo para eólicas, está previsto para acontecer no presente ano com entrega de produto em 2015, uma reavaliação do congestionamento da geração disponível no subsistema Nordeste poderá ser justificada, embora as folgas observadas sejam relativamente confortáveis. 5.4 Balanço de Energia Firme A energia firme de um sistema é definida como o maior mercado que um sistema pode atender sem déficits no caso de repetição do histórico de vazões. A duração do período crítico obtido de modelos que calculam a energia firme das usinas hidrelétricas é comumente utilizado como uma medida para a capacidade de regularização do sistema. Entretanto, nos modelos utilizados, como SUISHI e MSUI, não é representada a complementaridade entre as usinas hidrelétricas e as outras fontes. Nesses modelos, a energia firme é calculada para uma configuração puramente hidráulica. Uma premissa que se utilizava no passado era a de que todas as térmicas estariam na base ao longo de todo período crítico. Todavia, as características do SIN vem se modificando, tanto na redução da participação da fonte hidroelétrica na matriz de energia elétrica (com crescente participação de usinas a fio d água), quanto na alteração das características das termoelétricas, com a agregação de unidades geradoras com CVUs elevados. Essas mudanças de característica do parque termoelétrico dificultam o cálculo da sua contribuição na energia firme do sistema, uma vez que muitas dessas térmicas não estariam despachadas no início do período crítico quando o sistema ainda apresenta níveis elevados de armazenamento. No balanço de energia firme apresentado na Tabela 5-16, a seguir, é avaliada a necessidade de geração térmica para atendimento a carga do SIN, admitindo-se que a contribuição das usinas hidroelétricas corresponde à energia firme do sistema. A energia firme do SIN foi calculada com a utilização do modelo SUISHI para as configurações de dezembro de 2013, dezembro de 2014, dezembro de 2015, dezembro de 2016 e dezembro de 2017 e o período crítico de 6/1949 a 11/ / 137

72 Tabela 5-16: Balanço de Energia Firme (MWmed) Carga (A) Energia Firme (EFH) (B) Não Simuladas (NS) (C) EFH + NS (D) = (B) + (C) Necessidade de GT (E) = (A) (D) GTMAX (F) Necessidade de GT (%) (E) / (F) 80% 75% 73% 74% 78% GTMIN (G) (%) (G) / (F) 26% 29% 28% 29% 29% Os resultados apresentados na Tabela 5-16, anterior, indicam que caso um alto percentual de geração térmica não seja despachado logo no início do período crítico (esta necessidade varia de 73% a 80% GTMAX no período 2013/2017), os reservatórios seriam deplecionados mais rapidamente e ainda assim não evitariam déficits no atendimento à carga. 72 / 137

73 5.5 Balanço Estático de Demanda Máxima O Balanço Estático de Demanda Máxima do SIN apresentado neste PEN 2013 tem como objetivo avaliar às condições de atendimento à demanda máxima, considerando condições eletroenergéticas conjunturais e aspectos estruturais relevantes, permitindo assim uma análise de cunho estratégico. Destaca-se que foi considerada a demanda máxima instantânea prevista em cada mês do horizonte de estudo, independente do horário/patamar de carga de ocorrência. A composição de demandas agregadas por conjuntos de subsistemas - D x (SIN, Sudeste/C.Oeste/Sul e Norte/Nordeste) pressupõe a consideração da demanda máxima instantânea não coincidente, utilizada como fator adicional de segurança para eventuais flutuações não previstas no planejamento. Desta forma, tem-se: D SE/CO-S = D SE/CO + D S + D AC/RO D NE-N = D NE + D N + D M/M D SIN = D SE/CO-S + D NE-N De forma simplificada, as avaliações efetuam comparações entre a demanda máxima instantânea (com reserva operativa de 2,5%) e as disponibilidades de oferta de ponta. As simulações consideram um cenário onde a disponibilidade de geração térmica é limitada aos valores de inflexibilidades declarados pelos geradores térmicos e aqueles necessários por razões elétricas (da ordem de MW), configurando uma situação conservadora. As avaliações consideram também comparações com a hipótese de disponibilidade associada ao valor esperado de geração térmica por ordem de mérito e a influência do aumento da disponibilidade hidráulica através da implantação de novas unidades geradoras em usinas hidroelétricas existentes a partir de Destaca-se que foi considerada geração térmica na base no período entre maio e novembro de 2013, conforme política energética determinada pelo CMSE. No Item são apresentadas as premissas consideradas nas avaliações. O Item apresenta as avaliações realizadas para o SIN. Adicionalmente, foram realizadas avaliações complementares, para os subsistemas Sudeste/C.Oeste Sul e Norte/Nordeste, em função do esgotamento de capacidade de transferência de ponta pela interligação Norte/Sul no período chuvoso (janeiro a 73 / 137

74 maio), que estão apresentadas nos Itens e Finalmente no item é apresentada a expectativa de geração térmica para atendimento à demanda máxima. No Volume II Relatório Complementar do PEN 2013 são apresentadas em detalhes as diretrizes operacionais do Balanço Estático de Demanda Máxima Premissas As premissas gerais consideradas para a realização do Balanço Estático de Demanda Máxima estão relacionadas a seguir: Requisitos de demanda máxima instantânea previstos pelo ONS em conjunto com a EPE/MME (maiores detalhes no Anexo II Projeções de Carga); Consideração de reserva operativa de potência (2,5%, acrescidos sobre a demanda), para mitigação dos riscos de não-atendimento e garantia de margem para atuação eficaz do controle automático de geração; Programa de expansão da oferta de geração do Cenário de Referência; Disponibilidade de geração térmica limitada à inflexibilidade; Consideração de índices de indisponibilidade forçada (TEIF) para as usinas hidroelétricas; Consideração de índice típico de indisponibilidade programada (TEIP) para as usinas hidroelétricas igual a 10%; Consideração de restrição elétrica para emular eventuais restrições de geração devido a limitações na malha de transmissão do SE/CO, sendo 800 MW de maio a setembro de 2013 e 500 MW de outubro a dezembro/2013; Consideração de restrições operativas da UHE Xingó, que em situações críticas, por motivos ambientais, apresentam uma redução de aproximadamente 500 MW de geração no período novembro/abril de todos os anos, ocasionada pela restrição de variação de defluência diária; Recebimento da potência contratada da UHE Itaipu para o SIN conforme declaração do Agente Eletrobras, injetada no subsistema Sudeste/Centro- Oeste; e Disponibilidade hidráulica das usinas dos subsistemas Teles Pires, Madeira e Belo Monte determinada em função da vazão média mensal do ano crítico do SIN / 137

75 Como ilustração da influência da sazonalidade das vazões sobre a disponibilidade citada anteriormente, a Figura 5-5 e a Figura 5-6, a seguir, apresentam a evolução da capacidade instalada e a disponibilidade hidráulica para as UHE Jirau e Santo Antônio, onde se observa a forte influência das baixas vazões do período seco (2º semestre de cada ano) sobre a capacidade instalada dessas usinas, cujos valores foram considerados no atendimento à demanda máxima. A Tabela 5-17 apresenta um resumo com os valores médios semestrais de disponibilidade hidráulica utilizados nos estudos. Figura 5-5: Evolução da capacidade instalada x disponibilidade hidráulica - UHE Jirau MW UHE Jirau Evolução da Capacidade Instalada Disponibilidade Hidráulica 75 / 137

76 Figura 5-6: Evolução da capacidade instalada x disponibilidade hidráulica - UHE Santo Antônio UHE Santo Antônio MW Evolução da Capacidade Instalada Disponibilidade Hidráulica Tabela 5-17: Valores médios semestrais de disponibilidade hidráulica das UHE Jirau e Santo Antônio (MW) Média da Disponibilidade Hidráulica (MW) Ano/Semestre UHE Jirau UHE Santo Antônio 1º sem º sem º sem º sem º sem º sem º sem º sem º sem º sem Obs: Os valores semestrais respeitam os cronogramas de entrada em operação previstos para cada UHE. 76 / 137

77 Perdas por deplecionamento por subsistema estimadas a partir da aplicação da função de deplecionamento nos níveis de armazenamento oriundos de uma avaliação prospectiva com despacho térmico pleno de maio a novembro/2013, na aplicação de uma simulação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP em 2014 e na consideração das curvas plurianuais de aversão ao risco - CAR 5 no período Para os subsistemas Acre/Rondônia e Manaus/Macapá foram utilizados os mesmos níveis de armazenamento dos subsistemas SE/CO e Norte, respectivamente. Em relação às perdas por deplecionamento, estas são estimadas através de funções Armazenamento X Perda de Potência, ajustadas com base nos valores verificados em 2001/2002, época do racionamento, quando os reservatórios experimentaram deplecionamentos acentuados. A disponibilidade de potência para o SIN das usinas não simuladas individualmente foi atualizada neste PEN 2013 com base no histórico 2008/2012. Desta forma, para as usinas em operação comercial utiliza-se a máxima potência injetada no SIN, por mês, nos 5 últimos anos de contabilização da CCEE (2008/2012). Para as usinas que não iniciaram a operação comercial sua modelagem levou em consideração o tipo de fonte: Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCH) e usinas a biomassa (BIO): fator calculado com base nos dados enviados pela CCEE das usinas em operação (Máxima potência injetada/potência); Usinas Eólicas (UEE): garantia física, já que para essa fonte ainda não se conta com um histórico suficiente para representação de seu comportamento Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima do SIN A Figura 5-7 e a Figura 5-8, a seguir, apresentam as avaliações do atendimento à demanda máxima instantânea do SIN. Em cada uma das figuras são explicitadas as seguintes curvas de evolução: da disponibilidade de potência das usinas hidroelétricas, inclusive das PCHs, considerando a hipótese de perdas por deplecionamentos das usinas com reservatórios de regularização, segundo a experiência operativa de 2001/2002, quando do racionamento; 77 / 137

78 da disponibilidade total considerando apenas a disponibilidade da potência inflexível das usinas termoelétricas declaradas pelos Agentes (hidráulicas + PCHs + eólicas + biomassa + as inflexibilidades das térmicas); da demanda máxima instantânea, já incorporando a reserva operativa; da disponibilidade total sem considerar as usinas térmicas a óleo (hidráulicas + PCHs + eólicas + biomassa + térmicas); e da disponibilidade total, incluindo as usinas térmicas a óleo. A análise das condições de atendimento à demanda máxima do SIN indica, conforme Figura 5-7, a seguir, que existe disponibilidade de potência no SIN para o pleno atendimento à demanda máxima instantânea em todo o período 2013/2017, sem necessidade de uso da reserva operativa. Figura 5-7: Evolução do Atendimento à Demanda Máxima do SIN (MW) (*) Folga para atender à ponta com térmica (*) MW Disponibilidade de Potência com GT Máxima Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação MESES Pode-se observar, da figura anterior, que em alguns meses do período 2013/2017 os requisitos de demanda máxima, incluindo a reserva operativa, superam a disponibilidade de potência total limitada à inflexibilidade declarada das usinas térmicas, o que poderá levar a necessidade de despachos acima desses montantes (área hachurada), dependendo da real disponibilidade 78 / 137

79 hidráulica nesses meses. Até o final do horizonte existe a expectativa de não ser necessário o uso da geração térmica a óleo. Vale comentar que entre os meses de maio e novembro de 2013 foram considerados despachos plenos de potência disponível em função da decisão do CMSE de manter ligadas todas as térmicas nesse período. Adicionalmente, de forma a se efetuar uma análise dos benefícios da adoção de medidas operativas estruturais, foi realizada uma avaliação, considerando a utilização de poços nas UHEs existentes, a partir de informações da ABRAGE e da ANEEL, conforme NT SRG/ANEEL nº 26/2011. Nesta análise foi considerado um recurso adicional de MW em 2016, que evolui a MW a partir de 2017, sendo esta geração hidráulica considerada como oferta hidráulica adicional. A Figura 5-8 e a Figura 5-9, a seguir, apresentam os resultados dessa análise. Figura 5-8: Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) SIN 2016/2017 análise adicional com poços (*) Folga para atender à ponta com térmica (*) MW Disponibilidade de Potência com GT Máxima Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica com injeção de Poços GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação MESES 79 / 137

80 Figura 5-9: Geração Térmica Adicional (MW) SIN 2016/2017 análise adicional com poços MW jan-16 fev-16 mar-16 abr-16 mai-16 jun-16 jul-16 ago-16 set-16 out-16 nov-16 dez-16 jan-17 fev-17 mar-17 abr-17 mai-17 jun-17 jul-17 ago-17 set-17 out-17 nov-17 dez-17 Geração Térmica Adicional - Sem a contribuição dos Poços Geração Térmica Adicional - Com a contribuição dos Poços Observa-se, portanto, que a utilização de poços em UHEs existentes, no período 2016/2017, reduziria grande parte da necessidade de geração térmica além das inflexibilidades. Em 2016, a geração térmica adicional máxima, acima da inflexibilidade, atingiria montantes da ordem de MW em novembro. Em 2017 apenas os meses de outubro e novembro apresentariam necessidade de geração térmica além das inflexibilidades, que atingiria um máximo de aproximadamente MW em novembro. É importante destacar que estas situações de atendimento estão associadas aos níveis de armazenamento considerados. Condições desfavoráveis de armazenamento ou restrições adicionais, superiores às consideradas neste estudo, afetarão diretamente os resultados apresentados Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima dos subsistemas Sudeste/C.Oeste e Sul Neste item apresenta-se uma análise das condições de atendimento aos subsistemas Sudeste/C.Oeste/Sul, com ênfase no verão de cada ano (período janeiro a maio), representando, desta forma, as condições extremas de atendimento que normalmente ocorrem nessa época. Após o esgotamento do suprimento de potência a estas regiões pela interligação Norte/Sul com o valor 80 / 137

81 de MW, estas passam a se comportar como um sistema isolado, atendendo a seus requisitos com recursos próprios. Para o período de junho a dezembro foi considerado intercâmbio nulo na interligação Norte/Sul. A Figura 5-10, a seguir, apresenta um diagrama básico que representa a análise realizada, onde a capacidade de transferência de ponta pela interligação Norte- Sul encontra-se totalmente explorada no período de janeiro a maio de cada ano. Figura 5-10: Atendimento à Demanda Máxima dos subsistemas-sudeste/c.oeste/sul (MW) Período Chuvoso (Jan/mai) MW (*) (*) Con sidera geração de Lajeado + P. Angical + Cana Brava + Serra da Mesa + São Salvador A Figura 5-11, a seguir, apresenta a avaliação do atendimento dos subsistemas Sudeste/C. Oeste/Sul considerando-se o recebimento de intercâmbios de potência dos subsistemas Norte/Nordeste somente entre janeiro e maio período chuvoso, limitados a MW pela interligação Norte-Sul. 81 / 137

82 Figura 5-11: Atendimento à Demanda Máxima SE/CO/SUL 2013/2017 (MW) Importação do N/NE (*) Folga para atender à ponta com térmica (*) MW Disponibilidade de Potência com GT Máxima Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Disponibilidade Total com GT Inflexível e Intercâmbio Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação MESES OBS: Para avaliação das condições de atendimento, é realizada uma comparação entre a Disponibilidade Total e a Demanda Máxima (Com Reserva Operativa). A Disponibilidade Total dos subsistemas Sudeste-Sul considera a importação de intercâmbios de janeiro a maio de todos os anos, proveniente dos subsistemas Norte/Nordeste (diferença entre as duas curvas azuis). Da figura anterior, observa-se que para o subsistemas Sudeste/C.Oeste/Sul, em alguns meses do período 2013/2017, os requisitos de demanda máxima, incluindo a reserva operativa, superam a disponibilidade de potência total disponível limitada à inflexibilidade declarada das usinas térmicas locais, o que poderá levar a necessidade de importação adicional de potência dos subsistemas Norte/Nordeste durante o período chuvoso e de despachos acima dos montantes de inflexibilidades nas estações secas (área hachurada), dependendo da real disponibilidade hidráulica nesses meses. Destaca-se que ao final de 2016 e 2017, caso não haja a importação de geração térmica dos subsistemas Norte/Nordeste durante o período seco, poderá ser necessária a geração térmica a óleo nesses subsistemas. A situação verificada no 2º semestre de cada ano é em parte influenciada pela redução de disponibilidade das usinas a fio d água, em especial no rio madeira (UHEs Jirau e Santo Antônio). Neste caso, poderá ser necessária uma análise mais detalhada dos cronogramas de manutenção de unidades geradoras visando 82 / 137

83 uma eventual otimização ou postergação de paradas programadas, num horizonte mais próximo de avaliação. A utilização de poços em UHEs existentes, com recurso adicional de MW em 2016, que evolui a MW a partir de 2017, reduziria parte da necessidade de geração térmica além das inflexibilidades no período 2016/2017, conforme pode ser observado na Figura 5-12 e na Figura 5-13, a seguir. Figura 5-12: Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) SE/CO-SUL 2016/2017 análise adicional com poços (*) Folga para atender à ponta com térmica (*) Importação do N/NE MW Disponibilidade de Potência com GT Máxima Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Disponibilidade Total com GT Inflexível e Intercâmbio Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica com injeção de Poços GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação MESES OBS: Para avaliação das condições de atendimento, é realizada uma comparação entre a Disponibilidade Total e a Demanda Máxima (Com Reserva Operativa). A Disponibilidade Total dos subsistemas Sudeste-Sul considera a importação de intercâmbios de janeiro a maio de todos os anos, proveniente dos subsistemas Norte/Nordeste (diferença entre as duas curvas azuis). 83 / 137

84 Figura 5-13: Geração Térmica Adicional (MW) SE/CO/SUL 2016/2017 análise adicional com poços MW jan-16 fev-16 mar-16 abr-16 mai-16 jun-16 jul-16 ago-16 set-16 out-16 nov-16 dez-16 jan-17 fev-17 mar-17 abr-17 mai-17 jun-17 jul-17 ago-17 set-17 out-17 nov-17 dez-17 Geração Térmica Adicional - Sem a contribuição dos Poços Geração Térmica Adicional - Com a Contribuição dos Poços Mesmo com a utilização de poços em UHEs existentes, no período 2016/2017, ainda seria necessária a geração térmica adicional, acima da inflexibilidade, que atingiria montantes da ordem de MW e MW, em novembro de 2016 e 2017, respectivamente. É importante destacar que estas situações de atendimento estão associadas aos níveis de armazenamento considerados. Condições desfavoráveis de armazenamento ou restrições adicionais, superiores às consideradas neste estudo, afetarão diretamente os resultados apresentados Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima dos subsistemas Norte e Nordeste Neste Item apresenta-se uma análise das condições de atendimento aos subsistemas Norte/Nordeste, adotando-se as mesmas premissas gerais consideradas na avaliação dos subsistemas Sudeste/C. Oeste/Sul descritas no item 5.5.3, destacando-se a seguinte consideração de intercâmbios: 84 / 137

85 Janeiro a maio: Norte/Nordeste exportando MW para o Sudeste/Centro-Oeste/Sul (já abatidas as gerações das UHE Lajeado, P. Angical, Cana Brava, Serra da Mesa e São Salvador); Junho a dezembro: intercâmbios nulos. A Figura 5-14, a seguir, apresenta a avaliação do atendimento dos subsistemas Norte/Nordeste considerando-se a exportação de intercâmbios de potência para os subsistemas Sudeste/C. Oeste/Sul somente entre janeiro e maio período chuvoso, limitados a MW pela interligação Norte-Sul. Figura 5-14: Atendimento à Demanda Máxima NORTE/NORDESTE 2013/2017 (MW) (*) Folga para atender à ponta com térmica Exportação para o S/SE (*) MW Disponibilidade de Potência com GT Máxima Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Disponibilidade Total com GT Inflexível e Intercâmbio Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação MESES OBS: Para avaliação das condições de atendimento, é realizada uma comparação entre a Disponibilidade Total e a Demanda Máxima (Com Reserva Operativa). A Disponibilidade Total dos subsistemas Norte/Nordeste considera a exportação de intercâmbios de janeiro a maio de todos os anos para os subsistemas Sudeste-Sul (diferença entre as duas curvas azuis). Conforme mostrado na Figura 5-14, anterior, para os subsistemas Norte/Nordeste, dependendo da real disponibilidade hidráulica, existe disponibilidade de potência durante todo o horizonte 2013/2017 suficiente para atender os requisitos de demanda máxima, incluindo a reserva operativa, quando se considera apenas a disponibilidade correspondente a inflexibilidade declarada das usinas térmicas acrescida da disponibilidade de potência das outras fontes de geração (exceto a geração a óleo), o que permitirá trocas de potência com as 85 / 137

86 demais regiões, podendo ou não resultar em despachos de geração térmica acima dos montantes de inflexibilidade. A utilização de poços em UHE existentes, com recurso adicional de 400 MW em 2016, que evolui a MW a partir de 2017, evitaria grande parte da necessidade de geração térmica além das inflexibilidades no período 2016/2017, conforme pode ser observado na Figura 5-15, a seguir. Figura 5-15: Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) NORTE-NORTE 2016/2017 análise adicional com poços Exportação para o S/SE (*) Folga para atender à ponta com térmica (*) MW GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação Disponibilidade de Potência com GT Máxima Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Disponibilidade Total com GT Inflexível e Intercâmbio Oferta Hidráulica com injeção de Poços MESES OBS: Para avaliação das condições de atendimento, é realizada uma comparação entre a Disponibilidade Total e a Demanda Máxima (Com Reserva Operativa). A Disponibilidade Total dos subsistemas Norte/Nordeste considera a exportação de intercâmbios de janeiro a maio de todos os anos para os subsistemas Sudeste-Sul (diferença entre as duas curvas azuis). É importante destacar que estas situações de atendimento estão associadas aos níveis de armazenamento considerados. Condições desfavoráveis de armazenamento ou restrições adicionais, superiores às consideradas neste estudo, afetarão diretamente os resultados apresentados Expectativa de Geração Térmica para atendimento à Demanda Máxima A Figura 5-16 e a Figura 5-17, a seguir, apresentam um detalhamento da expectativa de geração térmica para atendimento à demanda máxima dos subsistemas Sudeste/C. Oeste/Sul e Norte/Nordeste, respectivamente, apresentadas no item anterior. 86 / 137

87 Para cada par de subsistemas foram explicitadas: a geração compulsória total em 2013, de acordo com as decisões do CMSE quanto a operação de base das térmicas até novembro de 2013, por razões energéticas, como já comentado; a geração térmica associada às inflexibilidades declaradas pelos Agentes; a geração térmica de ponta associada à hipótese de valor esperado de geração térmica por ordem de mérito, calculada com base no balanço dinâmico de atendimento à carga de energia com o Modelo NEWAVE; e a parcela de geração adicional a estas inflexibilidades, necessária para atender os requisitos de demanda máxima, incluindo a reserva operativa, na hipótese de não haver despacho por ordem de mérito associado ou quando este não for suficiente para o equilíbrio oferta/demanda. Figura 5-16: Expectativa de Geração Térmica no SE/CO/SUL 2013/2017 (MW) (*) Despacho complementar médio acima do despacho por ordem de mérito - MW (*) MW (*) MW (*) 969 MW MW mai-13 jul-13 set-13 nov-13 jan-14 mar-14 mai-14 jul-14 set-14 nov-14 jan-15 mar-15 mai-15 jul-15 set-15 nov-15 jan-16 mar-16 mai-16 jul-16 set-16 nov-16 jan-17 mar-17 mai-17 jul-17 set-17 nov-17 Inflexibilidade Despacho por Ordem de Mérito GT para atendimento à ponta GT sem óleo GT Total Obs: No ano de 2013 foi considerado despacho térmico na base (maio a novembro). Observa-se que para os subsistemas Sudeste/C. Oeste/Sul existem meses entre dezembro de 2013 e dezembro de 2017 em que a geração térmica associada ao despacho esperado por ordem de mérito poderá ser suficiente, juntamente com outras fontes de geração, para atender os requisitos de demanda máxima, 87 / 137

88 incluindo a reserva operativa. Em alguns meses, a partir de agosto de 2016, poderão ocorrer situações onde a necessidade de geração térmica para atender o balanço de demanda será superior à geração por ordem de mérito, sendo que ao final de 2017, dependendo da real disponibilidade hidráulica nesse período, será necessário importar potência dos subsistemas Norte/Nordeste, da ordem de MW, na medida em que os requisitos de demanda, incluindo a reserva operativa, exigem geração local que supera a capacidade térmica instalada nos subsistemas Sudeste/C. Oeste/Sul. A condição de atendimento mostrada para 2016 e 2017 é fortemente influenciada pela redução da oferta de geração, quando comparada ao PEN 2012, pois cerca de MW saíram da configuração de expansão (UTEs à óleo e Angra 3), o que reduziu significativamente a geração térmica disponível para atendimento à demanda máxima neste período. Em função do descrito anteriormente, nestes subsistemas observa-se situações próximas ao esgotamento da capacidade de geração térmica, especialmente em 2016 e Para os subsistemas Norte/Nordeste, conforme Figura 5-17, a seguir, existe disponibilidade de potência térmica instalada local para o pleno atendimento aos requisitos de demanda, incluindo a reserva operativa, durante todo o horizonte 2013/2017. Figura 5-17: Geração Térmica (MW) NORTE/NORDESTE 2013/ (*) Despacho complementar médio acima do despacho por ordem de mérito - MW MW (*) 248 MW (*) 200 MW mai-13 jul-13 set-13 nov-13 jan-14 mar-14 mai-14 jul-14 set-14 nov-14 jan-15 mar-15 mai-15 jul-15 set-15 nov-15 jan-16 mar-16 mai-16 jul-16 set-16 nov-16 jan-17 mar-17 mai-17 jul-17 set-17 nov-17 Inflexibilidade Despacho por Ordem de Mérito GT para atendimento à ponta GT sem óleo GT Total Obs: No ano de 2013 foi considerado despacho térmico na base (maio a novembro). 88 / 137

89 Também nesses subsistemas observa-se que existem meses em que a geração térmica associada ao despacho esperado por ordem de mérito poderá ser suficiente, juntamente com outras fontes de geração, para atender os requisitos de geração térmica que garantem o atendimento da demanda máxima, incluindo a reserva operativa. Em apenas alguns meses, a partir de fevereiro de 2015, poderão ocorrer situações onde a necessidade de geração térmica para atender o balanço de demanda poderá ser superior à geração por ordem de mérito, sendo que a partir de maio de 2016, dependendo da real disponibilidade hidráulica nesse período, os requisitos de geração térmica para atendimento da demanda local se restringem à geração por inflexibilidade. As folgas existentes nesse período poderão ser utilizadas para atender as necessidades de importação dos subsistemas Sudeste/C.Oeste/Sul, da ordem de MW, conforme apontado anteriormente. É importante destacar que estas situações de atendimento à demanda máxima estão associadas aos níveis de armazenamento considerados para estimar as perdas por deplecionamentos das usinas hidroelétricas com reservatório de regularização. Condições desfavoráveis de armazenamento ou restrições adicionais, superiores às consideradas neste estudo, afetarão diretamente os resultados apresentados. 5.6 Cenário de Sensibilidade CS Sensibilidade à carga do Cenário de Referência Considerando que existem sobras de garantia física no SIN no período 2014/2017, como visto no Item 5.2 Balanço Estático de Energia e que as condições de atendimento a carga, no mesmo período, são satisfatórias, o objetivo deste Cenário de Sensibilidade CS é avaliar qual seria a maior carga possível de ser atendida Mercado de Oferta, mantido o critério usual de garantia de atendimento: riscos de déficit de energia não superiores a 5% em cada ano, em cada subsistema. A avaliação do Mercado de Oferta foi realizada aplicando-se um acréscimo de carga superior aos 4,4% previstos para o período 2013/2017 e observando-se o critério usual de garantia de atendimento ao longo do horizonte de estudo. A Figura 5-18, a seguir, apresenta uma comparação entre a projeção de carga do Cenário de Referência - CR (Item crescimento de 4,4% no período 2013/2017) e a projeção de carga ajustada (crescimento de 4,9% ao ano) a partir da oferta de energia do programa de obras considerado no PEN / 137

90 Figura 5-18: Carga do SIN - CR x CS Carga [MWmédio] PEN Cenário de Referência Mercado de Oferta Observa-se que a trajetória alternativa de crescimento da carga própria permitiria evoluir aproximadamente 60,6 GWmed, verificados em 2012 a cerca de 77,0 GWmed em 2017, contra a previsão referencial de 75,5 GWmed para esse ano, o equivalente a uma antecipação da ordem de 6 meses no crescimento da demanda de energia elétrica do SIN. A Tabela 5-18, a seguir, apresenta uma comparação dos riscos de déficit de energia entre o CR e a projeção de carga ajustada ao crescimento médio de 4,9% a.a.. Observa-se que a expansão prevista até 2017, mantidos os cronogramas programados neste PEN 2013, é capaz de suportar um crescimento médio anual acima dos 4,4% a.a. do CR, uma vez que os riscos de déficit de energia se mantêm abaixo de 5% em todos os subsistemas no período 2014/ / 137

91 Tabela 5-18: Riscos de Déficit de Energia Cenário CS X Cenário CR (%) Subsistema Sensibilidade à Carga CS Cenário de Referência - CR SUDESTE/CENTRO-OESTE PROB(QualquerDéficit) 4,1 3,5 3,6 4,9 3,8 3,1 2,8 4,2 PROB(Déficit>1%Carga) 3,6 3,1 2,8 4,3 3,2 2,5 2,3 3,7 SUL PROB(QualquerDéficit) 4,0 3,9 3,7 4,5 3,9 3,0 3,2 3,6 PROB(Déficit>1%Carga) 3,3 2,7 2,8 3,6 3,1 2,3 2,2 3,1 NORDESTE PROB(QualquerDéficit) 0,8 0,8 0,6 1,2 0,8 0,5 0,5 0,9 PROB(Déficit>1%Carga) 0,2 0,2 0,2 0,5 0,1 0,2 0,1 0,3 NORTE PROB(QualquerDéficit) 1,1 0,7 0,6 0,7 0,8 0,6 0,4 0,4 PROB(Déficit>1%Carga) 0,9 0,5 0,4 0,5 0,6 0,5 0,1 0,3 ACRE/RONDÔNIA PROB(QualquerDéficit) 1,4 1,0 2,4 3,8 0,9 1,2 1,7 3,8 PROB(Déficit>1%Carga) 0,4 0,4 1,4 2,2 0,2 0,2 0,3 2,5 MANAUS/MACAPÁ PROB(QualquerDéficit) 1,2 0,9 0,5 0,5 1,0 0,7 0,3 0,4 PROB(Déficit>1%Carga) 1,1 0,8 0,3 0,3 0,9 0,6 0,1 0,4 OBS: Foi admitida uma tolerância de 0,1% na convergência. Não obstante, a Figura 5-19, a seguir, mostra que os custos marginais de operação se elevam significativamente, com acréscimo de até 35% ao final do período, distanciando-se sobremaneira do Custo Marginal de Expansão - CME utilizado pelo MME/EPE no PDE 2021 (102 R$/MWh). 91 / 137

92 Figura 5-19: Diferença Percentual de CMO CS x CR 40% Sudeste/Centro-Oeste Sul Nordeste Norte ACRO TMM 35% 30% 25% Dif CMO [%] 20% 15% 10% 5% 0% / 137

93 6 Aplicação dos Indicadores de Segurança Energética O racionamento em 2001/2002 levantou dúvidas quanto à suficiência e eficácia da política de minimização de custos de operação para a segurança do atendimento dos requisitos de energia elétrica e o atual modelo institucional, estabelecido pela Lei /2004, deu destaque à preservação da segurança eletroenergética do SIN e à modicidade tarifária, ambas garantidas, respectivamente, pela otimização da operação do SIN na forma de despacho centralizado e pela competição na expansão da oferta, via leilões de geração e transmissão pelo menor preço. No contexto da segurança eletroenergética do SIN, o estoque de energia armazenada nos reservatórios tem se tornado mais relevante, progressivamente, como a variável de estado determinante para a indicação da segurança do atendimento à carga. Os fatores que causam essa característica são: a dificuldade de se quantificar a oferta futura de água no SIN, devido à sua natureza aleatória, a gradual perda da capacidade de regularização plurianual do sistema de reservatórios do SIN e ainda a intensificação do uso da geração hidroelétrica em substituição à maior oferta de geração termoelétrica de custo variável de operação elevado. Neste contexto, a medida da segurança do atendimento pode se traduzir pelo posicionamento do estoque de energia em relação a curvas de requisitos de armazenamento definidas para condições hidroenergéticas de segurança do atendimento, previamente fixadas. Essa nova abordagem de avaliação das condições de atendimento, através da valorização dos estoques de segurança no curto e médio prazos, define os chamados Indicadores de Segurança Energética - ISEN, que servirão para dar maior robustez às decisões de curto e médio prazos calcadas nas métricas usuais, como riscos de déficit de energia, cujo patamar máximo preconizado pela Resolução 01 do CNPE é de 5% em cada ano, em cada subsistema, e os custos marginais de operação - CMOs, que na condição da expansão ótima, definida nos estudos de longo prazo, pelo MME/EPE, devem estar igualados ao custo marginal de expansão CME. Assim sendo, as condições de atendimento do SIN, avaliadas para cada subsistema por meio de simulações da operação, podem ser adequadamente caracterizadas pelas estimativas das probabilidades de ocorrência dos estoques de energia do reservatório equivalente de cada subsistema, em relação a elementos de referência estabelecidos como metas ou restrições de segurança do atendimento, quais sejam: 93 / 137

94 Curva Quinquenal de Aversão ao Risco CAR5, que corresponde, atualmente, ao critério operativo de segurança de atendimento energético previsto nos estudos de planejamento da operação energética; e a Curva Anual Crítica de Operação CCO, caracterizada como uma condição de barreira para o armazenamento mínimo, definido para cada mês de cada ciclo anual, a partir da qual, entre outras, medidas de gerenciamento da demanda deverão obrigatoriamente estar implantadas, de forma a se evitar que sejam atingidos níveis de estoques que ocasionem cortes de carga não controlados e de magnitudes inaceitáveis. As duas curvas assim definidas delimitam, no reservatório equivalente de cada subsistema, ao longo de cada ano, três distintas regiões: a primeira, superior, situada acima da CAR, caracterizada como favorável e simbolizada como Região Verde ; a segunda, intermediária, situada entre as duas curvas de referência, caracterizada como de atenção ou Região Amarela ; a terceira, inferior, situada abaixo da CCO, caracterizada como crítica ou Região Vermelha, conforme pode ser visualizado na Figura 6-1, a seguir. Figura 6-1: Faixas de Armazenamento Risco de cruzar a CAR é inferior a 25% O risco de cruzar a CAR é superior a 25% e de cruzar a CCO é inferior a 10% O risco de cruzar a CCO é superior a 10% Delimitadas as áreas Verde, Amarela e Vermelha, os indicadores de segurança energética são definidos como: INDICADOR VERMELHO probabilidade de violação da CCO durante o período compreendido entre março e novembro. 94 / 137

95 INDICADOR AMARELO probabilidade de violar a CAR, sem violação da CCO, durante o período compreendido entre março e novembro. INDICADOR VERDE probabilidade de estar acima da CAR durante o período compreendido entre março e novembro ou mesmo no caso de violação da CAR nos meses de dezembro a fevereiro. Na Tabela 6-1 e na Tabela 6-2, a seguir, são mostradas as probabilidades dos níveis de armazenamento se situarem nas regiões delimitadas pelas duas curvas CAR e CCO, para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste para os anos de 2014 a Não são apresentados os indicadores para o ano de 2013, pois para o primeiro ano do horizonte de estudo, a metodologia prevê uma abordagem diferenciada, na qual deverá ser obtido o nível de armazenamento ao final da estação seca por meio da simulação determinística, com vazões associadas ao Cenário Hidrológico de Referência definido segundo metodologia dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP. Ressalta-se, todavia, que foi considerada a aplicação simplificada dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP no primeiro ano para a obtenção dos Indicadores de Segurança no demais anos. Após a definição dos Indicadores de Segurança, definem-se os Sinais das Condições de Atendimento, para cada subsistema, em cada ano com a seguintes métricas, definidas preliminarmente com base em simulações da operação do SIN para períodos históricos em que essas condições de atendimento se apresentaram críticas (1999/2001), favoráveis (2004) e ajustadas (2008), aplicando-se as metodologias e as definições descritas: SINAL VERMELHO INDICADOR VERMELHO > 10%. SINAL AMARELO INDICADOR AMARELO > 25% e INDICADOR VERMELHO < 10%. SINAL VERDE INDICADOR VERDE > 75%. Tabela 6-1: Indicadores de Segurança SE/CO SE/CO Probabilidade Não Cruzar a CAR 84,2% 85,9% 88,9% 89,9% Probabilidade Cruzar a CAR e não cruzar a CCO 8,9% 7,6% 5,5% 2,6% Probabilidade Cruzar a CCO 6,8% 6,5% 5,6% 7,5% 95 / 137

96 Considerando os níveis alcançados em 2014 pela aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP de forma simplificada em 2013 (Nível Meta de 47% em novembro/2013), as probabilidades de armazenamentos acima da CAR resultaram superiores a 75%, enquanto as probabilidades de armazenamento abaixo da CCO atingiram valores inferiores a 10%, podendo ser considerado o sinal verde para o período 2014/2017 no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Tabela 6-2: Indicadores de Segurança NE NE Probabilidade Não Cruzar a CAR 76,1% 83,6% 84,8% 87,5% Probabilidade Cruzar a CAR e não cruzar a CCO 18,8% 12,4% 12,5% 5,5% Probabilidade Cruzar a CCO 5,1% 4,0% 2,7% 7,0% Considerando os níveis alcançados em 2014 pela aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo (POCP) de forma simplificada em 2013 (Nível Meta de 35% em novembro/2013), as probabilidades de armazenamentos acima da CAR resultaram superiores a 75%, enquanto as probabilidades de armazenamentos abaixo da CCO atingiram valores inferiores a 10%, caracterizando-se também o sinal verde para todo esse período no subsistema Nordeste. Esta aplicação dos Indicadores de Segurança Energética ISEN mostra resultados bastante aderentes ao diagnóstico de condições de atendimento utilizando-se as métricas usuais, como Riscos de Déficit e CMOs. Considerando-se os resultados da aplicação experimental dos Indicadores de Segurança Energética - ISEN não foi identificada a necessidade de antecipação nos cronogramas de obras de geração e de interligações inter-regionais para atendimento ao mercado no horizonte 2014/2017. Porém, para uma análise mais detalhada, deve-se considerar também os resultados das análises de congestionamentos nas interligações para cada patamar da curva de carga e em situações de secas severas, que indicam a necessidade de eventuais reforços nas interligações, em especial para o subsistema Nordeste. 96 / 137

97 7 ANEXOS 7.1 Anexo I Evolução dos CMOs mensais e Análise das Interligações Evolução mensal dos Custos Marginais de Operação Em função da variabilidade hidrológica, é significativa a incerteza em relação aos valores médios apresentados na Tabela 5-2, anterior. Esta característica é ilustrada nas Figuras 7-1 a 7-6, a seguir, onde são apresentados, para cada subsistema, os valores de custos marginais de operação CMOs mensais no período 2013/2017, em termos de valor esperado, medianas - que representam o valor central da amostra de resultados de CMOs - e dos percentis de 10% e 90%. O valor de percentil de 10%, em um determinado mês, indica que para somente 10% das séries sintéticas simuladas os resultados de CMO foram iguais ou inferiores àquele valor. O percentil de 90% de um determinado mês indica que somente em 10% das séries ocorreram CMOs superiores àquele valor. A região entre as duas curvas representa, portanto, 80% dos valores obtidos nas simulações, desprezando os 10% valores maiores e os 10% valores menores, dando assim uma dimensão da dispersão destes custos em decorrência da variabilidade hidrológica, característica natural das bacias hidrográficas brasileiras. Figura 7-1: Evolução Mensal dos Custos Marginais de Operação SE/CO (R$/MWh) 97 / 137

98 Figura 7-2: Evolução Mensal dos Custos Marginais de Operação Sul (R$/MWh) Figura 7-3: Evolução Mensal dos Custos Marginais de Operação Nordeste (R$/MWh) 98 / 137

99 Figura 7-4: Evolução Mensal dos Custos Marginais de Operação - Norte (R$/MWh) Figura 7-5: Evolução Mensal dos Custos Marginais de Operação Acre/Rondônia (R$/MWh) 99 / 137

100 Figura 7-6: Evolução Mensal dos Custos Marginais de Operação Manaus/Macapá (R$/MWh) 100 / 137

101 Análise das Interligações Cenário de Referência A Figura 7-7, a seguir, ilustra a topologia das interligações entre os subsistemas considerados no PEN Figura 7-7: Topologia das Interligações entre Subsistemas Manaus-Macapá MM XINGU N IMPERATRIZ NE B.MONTE T.PIRES Acre-Rondônia AC/RO SE/CO MADEIRA S A análise dessas interligações é feita com base nos resultados de simulações com séries sintéticas de energias naturais afluentes, empregando modelagem a subsistemas equivalentes. A seguir, é apresentada a análise do congestionamento das interligações, avaliado pela contabilização da frequência com que o intercâmbio de energia entre subsistemas diretamente conectados atinge o limite da interligação frequência de intercâmbios máximos. Essa avaliação é complementada pela análise das diferenças entre os CMOs dos subsistemas adjacentes, apresentada anteriormente neste Anexo I. Frequências de intercâmbios máximos elevadas, combinadas a diferenças significativas e duradouras dos CMOs entre subsistemas diretamente conectados, indicam a necessidade de estudos detalhados para avaliação técnico-econômica, por parte da EPE/MME, de reforços nas interligações. Essas ocorrências podem estar diretamente associadas ao tronco de interligação ou ser consequência de condições operativas estruturais que reduzem a capacidade de escoamento de energia. 101 / 137

102 Congestionamento das Interligações A Figura 7-8 e a Figura 7-9, a seguir, apresentam a frequência de intercâmbios máximos na interligação entre os subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste. No sentido SE/CO S, não há congestionamento no patamar de carga leve e, nos demais patamares, os percentuais não ultrapassam 40%. Figura 7-8: Frequência de Intercâmbios Máximos da Interligação SE/CO->S No sentido inverso, Sul SE/CO, não há congestionamento nos patamares de carga pesada e média. No patamar de carga leve, a frequência de intercâmbios máximos atinge valores significativos no segundo semestre de todos os anos do horizonte de estudo, isto se deve à ocorrência de sobras de energia no subsistema Sul neste patamar de carga durante o período seco no subsistema Sudeste/Centro-Oeste. 102 / 137

103 Figura 7-9: Frequência de Intercâmbios Máximos da Interligação S -> SE/CO A Figura 7-10, a seguir, apresenta a frequência de intercâmbios máximos entre os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia. No sentido Acre/Rondônia Sudeste/Centro-Oeste há congestionamentos até abril/2014, atingindo um percentual máximo de 99% em junho/2013. Esta alta incidência se deve à operação simultânea das unidades geradoras da UHE Santo Antônio com as primeiras unidades de UHE Jirau; no entanto, a partir da entrada do 3 circuito em 230 kv no sistema Acre e Rondônia, entre as subestações de Jauru e Porto Velho e a entrada em operação do 2 Bipolo do Madeira, previstos atualmente para maio de 2014, não é mais verificado congestionamento nesta interligação em nenhum dos patamares de carga. Esta interligação não atinge seu limite no sentido oposto. 103 / 137

104 Figura 7-10: Frequência de Intercâmbios Máximos da Interligação AC/RO -> SE/CO A Figura 7-11, a seguir, apresenta a frequência de intercâmbios máximos para a interligação Norte-Sul, no sentido IPZ SE/CO. Os valores indicam uma tendência de congestionamento da interligação maiores no período úmido, época de afluências elevadas e grandes vertimentos no subsistema Norte. A partir de 2014, os valores de congestionamento estão na faixa de 20% a 64% em todos os patamares de carga. No sentido SE/CO IPZ, a interligação não atinge seu limite em nenhum mês do horizonte de estudo. 104 / 137

105 Figura 7-11: Frequência de Intercâmbios Máximos da Interligação IPZ->SE/CO A Figura 7-12, a seguir, apresenta a frequência de intercâmbios máximos na exportação do Sudeste/Centro-Oeste para o Norte/Nordeste. É observada uma frequência maior nos períodos correspondentes às estações secas dos subsistemas Norte e Nordeste, atingindo valores máximos, em torno de 23%, no ano de A partir desse ano, observa-se uma redução destes valores, principalmente devido ao aumento da oferta termoelétrica e eólioelétrica disponível, em sua grande parte, no subsistema Nordeste. 105 / 137

106 Figura 7-12: Frequência de Intercâmbios Máximos na Exportação do SE/CO - > N/NE A Figura 7-13 e a Figura 7-14, a seguir, indicam a frequência com que a importação e exportação do subsistema Nordeste atingiu seu limite máximo (intercâmbio via Norte-Sul e/ou Sudeste-Nordeste). A análise aponta que no patamar de carga leve não há ocorrência de atingimento do limite em nenhum mês do horizonte. No ano de 2014, ocorrem os percentuais mais elevados de importação no patamar de carga pesada (33%) e média (25%), mas a frequência reduz ao longo do horizonte de estudo, devido à entrada de grandes montantes de energia proveniente de geração descentralizada, usinas não simuladas individualmente. 106 / 137

107 Figura 7-13: Frequência de Intercâmbios Máximos na Importação pelo NE Nota-se na figura abaixo, que a exportação do Nordeste atinge o limite apenas nos meses de junho a novembro de 2014 e Figura 7-14: Frequência de Intercâmbios Máximos na Exportação do NE 107 / 137

108 A Figura 7-15 e Figura 7-16: Frequência de Intercâmbios Máximos da Interligação SE/CO-> NE, a seguir, apresentam as frequências de intercâmbios máximos para a interligação Nordeste-Sudeste/Centro-Oeste, nos sentidos NE SE/CO e SE/CO NE, respectivamente. No sentido NE SE/CO observase grande frequência de intercâmbios máximos em todos os patamares de carga, com valores de até 67% em mai/2013 e 63% em jun/2017. A alta frequência se deve, em grande parte, ao aumento da oferta termoelétrica e eólioelétrica disponível no subsistema Nordeste. Figura 7-15: Frequência de Intercâmbios Máximos da Interligação NE->SE/CO No sentido SE/CO NE, a interligação, nos patamares de carga média e leve, não atingiu seu limite em todo o horizonte de estudo, conforme ilustrado na figura a seguir. No patamar de carga pesado, nos anos de 2014, 2015 e 2016, o valor máximo da frequência de intercâmbios máximos foi de 32% em mai/ / 137

109 Figura 7-16: Frequência de Intercâmbios Máximos da Interligação SE/CO-> NE Não foram identificadas restrições ao intercâmbio do subsistema Norte, cuja capacidade de importação no horizonte do PEN 2013 é limitada por sua carga e cuja exportação é limitada pela capacidade de recebimento dos subsistemas importadores. Este quadro não se altera com a entrada da interligação Tucuruí- Manaus-Macapá, cujo limite de intercâmbio previsto é superior à carga do sistema Manaus e Macapá. Diferença de CMOs entre subsistemas A Figura 7-17, a seguir, resume as diferenças entre os CMOs mensais dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul para o período 2013/2017, apresentando média, mediana, percentil 10% e percentil 90%. Complementarmente a Figura 7-18 apresenta, para cada ano, a curva de permanência dessas diferenças de CMO. 109 / 137

110 Figura 7-17: Evolução das Diferenças de CMO entre SE/CO e Sul Figura 7-18: Permanência das Diferenças de CMO entre SE/CO e Sul Os gráficos indicam diferenças médias na ordem de R$15/MWh entre os custos marginais dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, com diferenças de no 110 / 137

111 máximo R$55/MWh no intervalo entre 10% e 90% de probabilidade de ocorrência. Entretanto, em situações extremas, embora com probabilidade baixa, 0,02%, as diferenças de CMO podem atingir valores significativamente altos (máximo de aproximadamente R$1.200/MWh, em 2017). A Figura 7-19 e a Figura 7-20, a seguir, apresentam, respectivamente, o comportamento das diferenças entre os CMOs mensais dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia e a curva de permanência dessas diferenças. Observam-se diferenças de CMO significativas no período maio/2013 a abril de 2014, período no qual o escoamento da geração das UHEs do Complexo do Rio Madeira é realizado através do subsistema Acre/Rondônia, por meio de do, 1º bipolo do Madeira (operação bipolar) operando em paralelo com 1 bloco da estação conversora Back-to-Back. Em maio/2014, a entrada em operação do 3 circuito de 230 kv entre Jauru e Porto Velho e a entrada em operação do 2 Bipolo do Madeira, aumentam os limites de intercâmbio para o Sudeste/Centro-Oeste, eliminando as diferenças de CMO entre esses subsistemas. Figura 7-19: Evolução das Diferenças de CMO entre SE/CO e AC/RO 111 / 137

112 Figura 7-20: Permanência das Diferenças de CMO entre SE/CO e AC/RO A Figura 7-21 e a Figura 7-22, a seguir, apresentam, respectivamente, o comportamento das diferenças entre os CMOs mensais dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte e a curva de permanência dessas diferenças. 112 / 137

113 Figura 7-21: Evolução das Diferenças de CMO entre SE/CO e N Figura 7-22: Permanência das Diferenças de CMO entre SE/CO e N Observa-se que a diferença entre os custos marginais médios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte a partir de 2014 fica entre 100 R$/MWh e 113 / 137

114 150 R$/MWh. As diferenças médias anuais são de 37 R$/MWh em 2013, 102 R$/MWh em 2014, 90 R$/MWh em 2015, 88 R$/MWh em 2016 e 109 R$/MWh em Os maiores descolamento dos custos marginais ocorrem no período úmido de cada ano, em especial no mês de abril, quando as afluências elevadas, e o consequente excedente de geração hidroelétrica no subsistema Norte, tendem a reduzir seu CMO. A diferença máxima foi de 429 R$/MWh em abril/2014, considerando percentil 90%. Não ocorreram diferenças de CMOs entre os subsistemas Norte e Manaus-Macapá; a partir de sua integração ao SIN, devido à consideração de limites de intercâmbio não restritivos entre estes dois subsistemas. A Figura 7-23 e a Figura 7-24, a seguir, apresentam o comportamento das diferenças entre os CMOs mensais dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste e a curva de permanência dessas diferenças. A Figura 7-25 e a Figura 7-26 apresentam as mesmas informações referentes às diferenças entre os CMOs dos subsistemas Nordeste e Norte. 114 / 137

115 Figura 7-23: Evolução das Diferenças de CMO entre SE/CO e NE Figura 7-24: Permanência das Diferenças de CMO entre SE/CO e NE 115 / 137

116 Figura 7-25: Evolução das Diferenças de CMO entre NE e N Figura 7-26: Permanência das Diferenças de CMO entre NE e N 116 / 137

117 A média da diferença de CMOs dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste situa-se na faixa de 100 R$/MWh. No final do horizonte, o CMO médio do SE/CO supera o do Nordeste em 71 R$/MWh. As maiores diferenças entre CMO médios ocorrem em abril de 2014 (138 R$/MWh) e abril de 2017 (121 R$/MWh). No período seco de todos os anos, as diferenças com permanência de 90% são inferiores à média, indicando haver diferenças com baixa probabilidade de ocorrência. As diferenças de CMO entre os subsistemas Nordeste e Norte são mais significativas em 2017 (diferença máxima de 101 R$/MWh, no percentil 90%). O valor médio máximo ocorreu em maio de 2017, 30 R$/MWh. As diferenças com permanência de 90% são na maioria do período inferiores 15 R$/MWh, com exceção do ano de 2017, como corroborado pelo gráfico de permanência das diferenças. O descolamento do CMO do Nordeste em relação ao restante do SIN pode ser atribuído à expressiva entrada de oferta térmica local e às restrições à exportação pela região. Isto aponta para a necessidade de estudos voltados para ampliação da capacidade de exportação pelo subsistema Nordeste e/ou da atenuação da vazão mínima obrigatória na Bacia do São Francisco. 117 / 137

118 Análise da Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá - TMM A Figura 7-27 apresenta a evolução mensal do recebimento de energia, média das séries de energia afluentes, por parte do subsistema Manaus/Macapá, entre 2013 e 2017 resultante da simulação com o modelo Newave para o Cenário de Referência do PEN Figura 7-27: Importação de Energia Manaus-Macapá (MWmed) simulação Newave Observa-se na Figura 7-27 anterior, que a simulação com o modelo NEWAVE indica uma sazonalidade mais acentuada na importação de energia por parte de Manaus/Macapá, a partir do ano de Os valores de importação variam de 50 MWmed em maio/2017 até 700 MWmed em novembro/2017. Destaca-se que esses valores de importação são bem inferiores ao limite da linha, que é de A Figura 7-28, a seguir, ilustra os valores médios anuais de importação do sistema Manaus/Macapá obtidos da simulação com o modelo Newave para o caso de referência do PEN 2013, no período 2013/2017. O maior valor médio anual ocorre em 2014, 334 MWmed. 118 / 137

119 Figura 7-28: Importação de Energia Manaus Macapá (MWmed) Ressaltando-se que o gráfico anterior apresenta valores médios anuais, ou seja, sem destacar o perfil sazonal do intercâmbio e a distribuição dos mesmos pelos patamares de carga, pode-se concluir que a exportação de energia do SIN para Manaus/Macapá fica na faixa de 7 a 14%, devido à entrada de usinas hidroelétricas de Ferreira Gomes e Santo Antônio do Jari, ambas no Amapá, fazendo com que o fator médio de utilização da interligação seja da ordem de 7% em 2013, 13% em 2014 e 2016, 12% em 2015 e 11% em 2017, considerando a capacidade máxima de transferência de MWmed. 119 / 137

120 7.2 Anexo II Projeções de Carga Tabela 7-1: Projeções de carga de energia (MWmed) Carga Ano Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez SE/CO Sul Nordeste Norte Acre Rondônia (AC/RO) Manaus Macapá (TMM) SIN / 137

121 Tabela 7-2: Projeções de carga de energia (MWmed continuação) Carga Ano Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez ANDE Consumo Itaipu (50 Hz) Figura 7-29: Crescimento Percentual da Carga por Subsistema Fonte: EPE/MME e ONS 121 / 137