PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO. Operador Nacional do Sistema Elétrico. Rua Júlio do Carmo, 251- Cidade Nova

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1 PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251- Cidade Nova Rio de Janeiro RJ

2 2017/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS RE /2017 PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO RE _PEN Sumario Executivo

3 Sumário 1 Apresentação 4 2 Introdução 6 3 Conclusões 10 4 Recomendações 13 5 Indicadores da Expansão Previsões de Carga Oferta Existente e em Expansão Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2017 e Principais Resultados do PEN Avaliações Energéticas Adicionais Impactos das Usinas da Amazônia na Operação do SIN Impactos da Geração Eólica na Operação do SIN Análises de Sensibilidade à Carga Balanço Estático de Demanda Máxima Resultados do Balanço de Demanda Máxima 37 Lista de figuras e tabelas 40 ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 3 / 41

4 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, subsidiando assim o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE e a Empresa de Pesquisa Energética - EPE quanto à eventual necessidade de estudos de planejamento da expansão para adequação da oferta de energia aos critérios de garantia de suprimento preconizados pelo Conselho Nacional de Política Energética CNPE. As análises do Plano da Operação Energética 2017/2021 PEN 2017 tomaram por base o Programa Mensal de Operação PMO de maio de 2017, no que diz respeito à oferta, aos limites de intercâmbios entre subsistemas, aos condicionantes referentes à segurança operativa e as restrições ambientais e de uso múltiplo da água, existentes e previstas nas bacias hidrográficas. A expansão da oferta de geração teve como referência os cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de maio de Com relação à previsão de carga, os valores de energia e demanda correspondem às projeções elaboradas para a 1ª Revisão Quadrimestral da Carga de 2017, ocorrida em abril, que considera uma taxa média anual de crescimento do PIB no período 2017/2021 de 2,0% a.a.. As principais diretrizes para a execução das avaliações energéticas (entre as quais a análise de desempenho do SIN com base nos riscos de déficit e custos marginais de operação) estão em consonância com os Procedimentos de Rede, Submódulo 7.2 Planejamento anual da operação energética e Submódulo 23.4 Diretrizes e critérios para estudos energéticos, aprovados pela Resolução Normativa ANEEL nº 756/16 de 16/12/2016. O PEN 2017 é composto de três volumes: Sumário Executivo, que apresenta uma contextualização da avaliação de desempenho do SIN à luz da experiência operativa dos últimos anos, um conjunto de constatações recentes, de caráter geral, decorrentes da evolução da Matriz de Energia Elétrica Brasileira e um resumo das principais premissas, dos principais resultados e das principais conclusões e recomendações quanto às condições de atendimento à carga do SIN nos próximos cinco anos. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 4 / 41

5 Volume I Condições de Atendimento, que apresenta, além do conteúdo do Sumário Executivo, uma análise mais detalhada dos principais resultados das avaliações energéticas para o horizonte 2017/2021; 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. Além desses três volumes, também é disponibilizado o Relatório de Informações Visuais, cujo objetivo é facilitar a consulta técnica às principais informações do PEN, trazendo ao público de interesse agilidade no acesso ao seu conteúdo. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 5 / 41

6 2 Introdução A elaboração do PEN após o final da estação chuvosa do SIN permite mitigar a influência das incertezas do comportamento das vazões ao longo dessa estação do ano e, consequentemente, dos armazenamentos iniciais das usinas hidroelétricas, que normalmente são os maiores valores observados no primeiro ano da avaliação energética do PEN. Nesse momento, estão definidos quais os montantes armazenados em cada subsistema que poderão ser utilizados de forma a garantir o suprimento adequado ao menor custo possível. É importante observar que devido à expansão do parque gerador hidroelétrico baseada em quase sua totalidade em usinas a fio d água, sem a agregação de reservatórios de regularização das usinas hidroelétricas do SIN para fazer frente ao crescimento da carga, as condições de armazenamentos iniciais têm tido cada vez mais importância para as avaliações energéticas nos estudos de médio e curto prazos, impactando principalmente os resultados dos primeiros dois anos do horizonte de análise de desempenho do SIN, com destaque para os impactos nas métricas normalmente utilizadas no planejamento da operação energética, como riscos de déficit, valor esperado da energia não suprida e custos marginais de operação. Desta forma, as avaliações das condições de atendimento foram divididas em dois nos horizontes distintos: dois primeiros anos (2017 a 2018) - análise conjuntural e os três anos seguintes (2019 a 2021) análise estrutural. No Volume I Condições de Atendimento essa divisão do estudo é melhor explorada. Deve-se destacar que, em termos da operação do SIN, todos os recursos deverão ser utilizados para garantir o pleno atendimento da carga, dentro dos critérios preconizados nos Procedimentos de Rede do ONS. Assim, nos últimos anos, diversas articulações intersetoriais vêm sendo desenvolvidas no sentido de flexibilizar algumas restrições de caráter de uso múltiplo da água e/ou ambientais nos principais reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Nesse contexto, é importante uma interpretação cuidadosa dos resultados da análise de desempenho do SIN, principalmente com relação aos riscos de déficit de energia calculados pelos modelos matemáticos de avaliação energética. Não obstante, o monitoramento contínuo das condições meteorológicas e hidroenergéticas de curto prazo é o que deve indicar a necessidade da aplicação de medidas operativas que reduzam, na prática, os riscos de algum corte de carga, inclusive avaliando-se a necessidade de articulações com Agentes do Setor, MME, MMA, ANA, Ibama e órgãos ambientais estaduais para flexibilização de restrições operativas de diversas naturezas, tais como de uso múltiplo da água e/ou ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 6 / 41

7 ambientais, como já comentado. No limite, podem de fato ser necessárias ações sobre o consumo de energia elétrica. Sob esse aspecto, é importante mencionar que a eficiência dessas medidas operativas, que permitem o pleno atendimento da carga, depende fundamentalmente do nível de reserva energética do SIN, na qual se inclui a reserva operativa do sistema para atendimento à demanda máxima e a mitigação dos impactos da variabilidade e intermitência da geração eólica e/ou solar. O dimensionamento adequado desta reserva energética constitui uma importante avaliação dos estudos de planejamento da operação. Nesse contexto, o PEN 2017, no Volume I Condições de Atendimento, apresenta avaliações energéticas que resgatam a aplicação dos chamados indicadores de Segurança Energética, metodologia essa desenvolvida com o objetivo de subsidiar ações do CMSE/MME frente às expectativas de armazenamento dos subsistemas elétricos, para um dado conjunto de protocolos previamente estabelecidos. Cabe destacar que neste PEN 2017 não foram enumerados tais protocolos, sendo a iniciativa tão somente de identificar a aplicabilidade dos Indicadores para eventuais aplicações futuras. Com relação à geração de cenários sintéticos de energia natural afluente (ENA), é fato que os índices de desempenho do sistema ficam fortemente influenciados pela adoção da geração de cenários condicionados ao passado recente, não só no primeiro ano, mas em todos os demais anos do horizonte de planejamento de médio prazo. Considerando que o Plano da Operação Energética possui uma característica estrutural para os três últimos anos do horizonte de 5 anos à frente, a extensão dessa influência da tendência hidrológica além do horizonte de curto prazo, como no caso do Programa Mensal de Operação PMO, por exemplo, não é adequada. Dessa forma, desde o PEN 2013 está sendo adotada a geração de cenários não condicionados ao passado recente para a avaliação de desempenho nos últimos três anos. Com relação às avaliações das condições de atendimento, a Figura 2-1, a seguir, resume a sistemática básica utilizada nos estudos de planejamento da operação de médio prazo, com horizonte futuro de cinco anos, período no qual a ampliação da oferta de geração considerada já está contratada, através dos leilões de expansão ao menor custo. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 7 / 41

8 Figura 2-1: Sistemática Básica dos Estudos de Planejamento da Operação Como já comentado, nos dois primeiros anos o desempenho do sistema depende basicamente das condições hidroenergéticas de curto prazo, principalmente dos níveis de partida ao final da estação chuvosa. Considerando-se que nesse período qualquer alteração da oferta depende essencialmente da viabilidade da antecipação de obras já em andamento, seja de geração ou transmissão, as ações sistêmicas para a segurança do atendimento à carga se limitam a proteger o sistema para diferentes hipóteses de severidade das estações seca (maio a novembro) e chuvosa (dezembro a abril do segundo ano), através do uso de ações operativas de curto prazo. Com relação aos três últimos anos do horizonte de análise, apesar da oferta já estar contratada através dos leilões de energia nova, pelo princípio básico do modelo institucional vigente, o ONS deve, se necessário, recomendar ao CMSE/EPE estudos de viabilidade da expansão adicional e/ou antecipação da oferta já contratada para aumentar a margem de segurança do sistema, à luz dos critérios de segurança da operação e do nível de reserva energética que possa ser necessário para enfrentar situações climáticas adversas. Adicionalmente, são realizados balanços estáticos de energia sendo estes estudos importantes para se ter uma avaliação preliminar do equilíbrio estrutural, Oferta versus Demanda, permitindo identificar a evolução de alguns atributos da Matriz de Energia Elétrica. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 8 / 41

9 Finalmente, o Balanço Estático de Ponta tem como objetivo avaliar o atendimento à demanda máxima em cada subsistema, considerando condições eletroenergéticas conjunturais e aspectos estruturais relevantes, permitindo assim uma análise de cunho estratégico, levando-se em consideração as capacidades de intercâmbios entre as diversas regiões do SIN. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 9 / 41

10 3 Conclusões 1. Considerando a atualização das premissas macroeconômicas para a 1ª Revisão Quadrimestral da Carga, que admite uma taxa média anual de crescimento do PIB no período 2017/2021 de 2,0% a.a, a carga de energia do SIN deverá evoluir de MWmed em 2017 para MWmed em 2021, o que representa o equivalente a um aumento médio de 3,6% a.a. da carga a ser atendida no SIN; 2. A capacidade instalada do SIN deverá elevar-se de MW, existentes em 31/12/2016, para MW, em 31/12/2021. A hidroeletricidade continuará como a principal fonte de geração de energia, embora sua participação na matriz sofra uma redução nos próximos cinco anos, passando de 71,5% ( MW) para 68,3% do SIN ( MW); 3. Destaca-se o significativo incremento da capacidade instalada das usinas eólicas, que passará de 6,8 % da Matriz de Energia Elétrica (9.611 MW em dezembro de 2016) para 9,7%, equivalente a MW instalados ao final de 2021, sem considerar os próximos leilões de energia nova que possam ocorrer em 2018; 4. Sob o enfoque da análise das condições de atendimento à carga, as avaliações probabilísticas para o horizonte 2019/2021, com base nos riscos de déficit de energia, 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; 5. A análise dos custos marginais de operação sugere a necessidade de estudos de viabilidade de reforços na capacidade de exportação dos Subsistemas Norte/Nordeste, na medida em que estes apresentam custos marginais sempre inferiores aos demais subsistemas; 6. O balanço estático de energia contratada no SIN indica sobras de energia ao longo de todo o horizonte. Estas sobras anuais se encontram, a partir de 2017, no intervalo entre 10,1 GWmed e 14,1 GWmed. Cabe ressaltar que parte dessa sobra está associada à importante redução do consumo previsto para os próximos cinco anos. Considerando que a maior parte das sobras está localizada nos subsistemas Norte e Nordeste, com valores significativos durante todo o horizonte do estudo, foram realizadas análises especificas para avaliação da existência de excedentes não transmissíveis nesses subsistemas; 7. Considerando ainda que no subsistema Nordeste existe geração hidráulica mínima obrigatória, em razão de restrições de uso múltiplo da água no rio São ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 10 / 41

11 Francisco, especificamente no reservatório de Sobradinho, foram feitas avaliações de eventuais restrições de alocação na curva de carga do SIN da geração total contratada nos leilões. Os resultados indicam que a partir de 2018, sendo que a partir de 2020 em todos os patamares de carga, poderão ocorrer montantes de geração térmica não alocável. Os maiores montantes foram observados no ano de 2020, atingindo valores de 106 MWmed na carga pesada, 251 MWmed na carga média e MWmed na carga leve, ou seja, poderá ocorrer restrição ao uso de geração térmica total contratada do subsistema Nordeste por limitação na capacidade de exportação de energia desse subsistema, caso tenhamos nesse ano a condição de defluência m 3 /s em Sobradinho, conforme orientação do Despacho SRG/ANEEL nº Esse quadro seria atenuado caso não tivesse havido atraso nas obras associadas à Abengoa; 8. A análise dos excedentes de geração da região Norte indica, em todas as estações chuvosas de 2017 a 2021, congestionamento de energia, nos três patamares de carga, sendo os maiores valores observados no patamar de carga leve, com destaque para o ano de 2019, que apresenta um excedente médio de MWmed (probabilidade de ocorrência de 99%). Esses resultados ratificam as sugestões emanadas de estudos anteriores de planejamento de médio prazo do ONS, no sentido de antecipar as obras de escoamento em 500 kv da UHE Belo Monte; 9. Nesse contexto é entendimento deste Operador que, a localização da nova oferta decorrente dos próximos LEN e/ou LER deveria priorizar os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul; 10. Considerando a perda gradativa do grau de regularização do SIN e a incorporação cada vez maior de usinas ditas de safra (usinas da Amazônia), o SIN passa a perder sua inércia hidroenergética, ou seja, poderá ser cada vez mais frequente o uso acentuado dos grandes reservatórios de regularização ao final de cada estação seca, passando-se a depender cada vez mais da estação chuvosa subsequente para o reenchimento do sistema. Com essa perda de inércia, o sistema ficará cada vez mais exposto às condições hidroenergéticas menos favoráveis, o que reforça a tese de que o equilíbrio estrutural é condição necessária, mas não suficiente, para o equilíbrio conjuntural, cabendo ao ONS atenção no provimento de eventuais o sistema de medidas operativas de curto prazo que preservem a segurança eletroenergética do SIN; 11. Destaca-se neste PEN, a aplicação, ainda que preliminar, da metodologia dos Indicadores de Segurança Energética ISEN. Muito embora as análises do PEN se iniciam ao final do período úmido (maio), as avaliações das condições de atendimento de curto prazo através dos ISEN devem ser realizadas a cada ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 11 / 41

12 PMO da estação chuvosa, considerando apenas os resultados obtidos do primeiro ano de simulação. Desta forma, a aplicação dos ISEN para o horizonte de curto prazo indicou, para o ano de 2017 no Sudeste/Centro-Oeste, estado amarelo em janeiro, passando para estado vermelho nos meses subsequentes, retornando ao estado amarelo em maio. Essa indicação está coerente à situação hidrológica que foi observada nesse subsistema, quando houve uma melhora na situação hidrológica ao final da estação chuvosa. Com relação ao subsistema Nordeste, os Indicadores de Segurança Energética - ISEN indicaram uma piora em sua situação hidrológica no decorrer dos meses do primeiro semestre de 2017, com uma elevação significativa do percentual de cenários em estado crítico. Dessa forma, os indicadores de segurança partiram de uma indicação amarela em janeiro para uma indicação vermelha, de fevereiro em diante. Nos demais anos (2018/2021), os ISEN foram verdes para estes dois subsistemas, o que reforça a constatação do equilíbrio estrutural visto a partir dos cenários de carga e oferta atuais; 12. Apesar da indicação de sobras de disponibilidade de potência para atender a demanda máxima do SIN na maior parte do tempo, poderão ser necessárias ações especiais de despacho para manter o controle de frequência em situações de aumentos não previstos da demanda máxima em função da elevação de temperatura nos meses de verão; 13. A disponibilidade de potência hidráulica poderia 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); e 14. Finalmente, assim como nas avaliações do atendimento à carga de energia, observou-se, para os estudos de atendimento a demanda máxima uma forte dependência dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul em relação aos subsistemas Nordeste e Norte, para a importação de potência, principalmente nos períodos onde há sobras de disponibilidade na UHE Belo Monte e maior geração eólica no Nordeste. Entretanto, essas sobras não são totalmente transferidas, em função de limitação do sistema de transmissão e não seriam suficientes para eliminar completamente o déficit em alguns meses no final do horizonte. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 12 / 41

13 4 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 sugestão ao MME/CMSE e a ANEEL a manutenção do estrito acompanhamento dos cronogramas de expansão da oferta, com destaque para as seguintes instalações: usinas hidroelétricas -Belo Monte ( MW), São Manoel (700 MW), Sinop (400 MW), Baixo Iguaçu (350 MW) e Colíder (300 MW); usinas termoelétricas - Porto do Sergipe I (1.515 MW), Mauá 3 (590 MW) e Pampa Sul (340 MW). Ressalta-se que o cronograma de obras da UHE Belo Monte apresenta um significativo atraso, aproximadamente MW (6 UGs com atrasos entre 7 a 12 meses MW e 7 UGs com atrasos entre 13 a 24 meses MW); 2. Os resultados das avaliações energéticas deste PEN 2017 identificam, tanto sob o ponto de vista de atendimento à carga de energia como à demanda máxima instantânea, a necessidade do desenvolvimento de estudos de viabilidade econômica de retomada do plano de obras de transmissão associado ao escoamento da produção da UHE Belo Monte e a garantia da implementação nos prazos das soluções estruturais de geração e transmissão previstas no âmbito do Planejamento da Expansão; 3. Face os resultados do balanço de demanda máxima, é importante a continuidade da evolução metodológica sobre o tema e o estreitamento com as áreas de planejamento da expansão para retificar/ratificar a eventual necessidade de ampliação da disponibilidade de potência no SIN e sua alocação regional; 4. Considerando o perfil atual de expansão da oferta, com parcela significativa de termoelétricas, parte importante do atendimento da demanda máxima será realizada com esta fonte. Neste sentido, é oportuno o 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), bem como o aumento de potência hidráulica no SIN, que poderá ser viabilizado através de repotenciação de usinas existentes e/ou previsão da instalação de potência adicional em novos projetos hidroelétricos. Para tal, faz-se necessário o desenvolvimento de mecanismos regulatórios para remunerar esta potência adicional; 5. Neste contexto, será importante avaliar também a possibilidade de criação de mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade; ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 13 / 41

14 6. Não obstante, a avaliação da incorporação de novas usinas térmicas com tecnologias de projetos que possam ter maior flexibilidade na tomada e retomada de carga, de forma a fazer frente à participação crescente de fontes de importante variabilidade/intermitência na Matriz de Energia Elétrica Brasileira; 7. As análises apresentadas não só demonstram a importância das obras que foram outorgadas à Abengoa que permitem o escoamento dos excedentes energéticos dos subsistemas Norte e Nordeste para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste em situações hidroenergéticas desfavoráveis, como também evidenciam que sejam priorizados leilões de energia nova por fonte e por região, dando-se ênfase à geração térmica com baixo custo de operação nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, mitigando-se, assim, o efeito da perda de regularização do SIN; 8. Mesmo considerando o equilíbrio estrutural da oferta para os próximos cinco anos, sob a ótica dos critérios vigentes, é importante uma avaliação conjunta, com o CMSE e EPE/MME, quanto a metodologia de definição de uma reserva energética (reserva de geração), como prevista em Lei, diferente da Energia de Reserva para recuperação de lastros físicos. Essa reserva de geração deve ser prevista na Matriz de Energia Elétrica para o enfrentamento de situações climáticas desfavoráveis, como as vivenciadas nos anos de 2014 e 2015 para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, uma vez que, com a perda gradual de regularização e o aumento de fontes de grande variabilidade/intermitência, como eólicas e solares, futuramente, situações semelhantes poderão também demandar medidas operativas adicionais para o pleno atendimento da carga com custos elevados para o consumidor final, mesmo em anos hidrológicos próximos à MLT; 9. É importante a retomada de estudos conjuntos MME/EPE, ANEEL, CCEE, Agentes e ONS no sentido de avaliar a necessidade de atualização dos parâmetros que mais impactam o planejamento da expansão e da operação do SIN como o uso de Mecanismos de Aversão ao Risco (MAR), representados por superfícies de segurança de armazenamento (SAR), parâmetros do CVaR e a função de custo do déficit, bem como representação topológica do sistema hidráulico, aproximando os estudos de médio e longo prazos dos estudos de programação da operação; e 10. Finalmente é mister informar que a revisão das projeções de mercado a partir de setembro de 2017 (2ª Revisão Quadrimestral) não impactam os resultados e análises apresentados neste PEN ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 14 / 41

15 5 Indicadores da Expansão 5.1 Previsões de Carga As previsões de carga adotadas foram elaboradas em conjunto pela EPE/MME, pelo ONS e pela CCEE e foram consubstanciadas no Boletim Técnico ONS/CCEE/EPE Previsões de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética ª Revisão Quadrimestral. A Figura 5-1, a seguir, apresenta a projeção de carga anual considerada neste PEN 2017, destacando-se o crescimento anual da carga do SIN em MWmed e em %. Figura 5-1: Projeção de Carga Anual (MWmed) Taxa crescimento ,6% Taxa crescimento ,6% MWmed Diferenças Mai/2017-Jan/2017 Planejamento Anual de (1ª Rev Quad - Mai/2017) Planejamento Anual de Jan/2017 Observa-se da Figura 5-1, anterior, uma pequena redução, em torno de 380 MWmed, dos valores da 1ª revisão Quadrimestral Mai/2017 em comparação com os do Planejamento Anual de Nessas condições espera-se que o PIB cresça 0,5% em 2017 e, ao longo do período , o crescimento médio esperado do PIB é 2,0% a.a. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 15 / 41

16 5.2 Oferta Existente e em Expansão A Tabela 5-1, a seguir, apresenta a capacidade instalada no SIN em 31/12/2016, que totaliza MW, dos quais MW (71,5%) correspondem a usinas hidroelétricas, incluindo as PCHs e a parcela de Itaipu disponível para o Brasil e MW (16,2%) em usinas termoelétricas convencionais e nucleares. O programa de expansão da oferta de geração teve como referência os cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de maio de 2017 que prevê para 31/12/2021 um total de MW aumento de MW, aproximadamente 17% nos 5 anos do horizonte de estudo. Destacase o crescimento percentual para a expansão das usinas eólicas (68,6%). Tabela 5-1: Resumo da Evolução da Matriz de Energia Elétrica (MW) - 31/dez TIPO Crescimento MW % MW % MW % Hidráulica (1) , , ,0 Nuclear , ,2-0,0 Gás/GNL , , ,9 Carvão , , ,6 Biomassa , , ,8 Outros (2) 867 0, , ,9 Óleo Combustível/Diesel , ,8-0,0 Eólica , , ,6 Solar 16 0, , Total ,2 OBS: (1) A contribuição das PCHs e da Compra da UHE Itaipu está considerada na parcela Hidráulica. (2) A parcela Outros se refere a outras usinas térmicas com CVU. Na Figura 5-2, a seguir, é apresentado o detalhamento do incremento anual já contratado, com 361 novas usinas consideradas na expansão 2017/2021, e a evolução da potência instalada por fonte, indicando a participação de cada uma na evolução da Matriz de Energia Elétrica. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 16 / 41

17 Figura 5-2: Evolução da Capacidade Instalada Total do SIN (MW) Incremento Anual (MW) Incremento Anual UHE Incremento Anual UTE Incremento Anual UEE Incremento Anual PCH Incremento Anual Biomassa Incremento Anual UFV Capacidade Instalada (MW) Capacidade Instalada (MW) Os atrasos nos cronogramas de expansão da oferta são um ponto de atenção, sendo fundamental o seu permanente acompanhamento pelo DMSE/CMSE. A Figura 5-3, a seguir, apresenta um levantamento dos atrasos das unidades geradoras, por fonte, do cronograma de obras considerado neste PEN 2017 em relação as respectivas datas de outorga. Figura 5-3: Atraso na Matriz de Energia Elétrica Contratada do SIN (MW) ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 17 / 41

18 Destaca-se da Figura 5-3, anterior, um significativo atraso na fonte hidroelétrica (9.100 MW), dos quais aproximadamente MW referem-se ao atraso no cronograma de obras da UHE Belo Monte, que pode chegar a valores de até 24 meses. A fonte eólica também apresenta um atraso significativo, onde 159 usinas seguem com seu cronograma inicial alterado, o maior montante (1.409 MW) está na faixa de 7 a 12 meses de atraso. Complementado essa análise, a Figura 5-4, a seguir apresenta a divisão dos atrasos nas categorias de obras em construção e não iniciadas. Figura 5-4: Potência Atrasada por Fonte Obras em Construção e Não Iniciadas 100% 90% 5 usinas 10 usinas 31 usinas 159 usinas 33 usinas 80% 70% 60% 944 MW 197 MW MW 590 MW 50% MW 40% 30% 20% 10% 0% 150 MW 452 MW 182 MW 0 usinas MW 344 MW UHE UTE PCH BIO UEE UFV Obra Não Iniciada Obra Em Construção O montante de geração térmica disponível e seu custo para despacho são fatores determinantes no novo perfil da oferta no SIN. A Figura 5-5, 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 com custos para despacho variando de 17 até 37 vezes superior ao da fonte mais barata (nuclear). ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 18 / 41

19 Figura 5-5: Distribuição dos Custos Variáveis Unitários por Fonte [R$/MWh] 29,13 Nuclear (N) 20, MWmed Outros 60,00 510,12 (18xN) 700 MWmed Gás/GNL 50,13 511,77 (18xN) MWmed Carvão 486,49 (17xN) MWmed Óleo 50,00 301, ,79 (37xN) MWmed CVU [R$/MWh] Outro ponto de destaque da matriz de geração termoelétrica é a relação CVU (R$/MWh) e Disponibilidade (MWmed) apresentada na Figura 5-6, a seguir. Figura 5-6: Custo X Disponibilidade de Geração Térmica do SIN ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 19 / 41

20 Observa-se na Figura 5-6, anterior, que a faixa de CVU em que há o maior incremento de geração térmica está entre 100,00 R$/MWh e 150,00 R$/MWh, onde é acrescido um montante de aproximadamente MWmed de disponibilidade. Para os CVU mais elevados, na faixa de 800,00 R$/MWh a 1.070,00 R$/MWh, não há um incremento de disponibilidade térmica significativo, o que acaba colaborando para a volatilidade dos CMOs quando do despacho de geração térmica nessa faixa de disponibilidade, o que inclusive explica a alteração de bandeiras tarifárias entre PMOs. 5.3 Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2017 e 2021 Nos estudos do PEN 2017, 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, Amapá, as UHEs do Complexo do rio Madeira, a UHE Belo Monte e a UHE Itaipu. A Figura 5-7, a seguir, esquematiza a configuração eletroenergética adotada no PEN 2017, incluindo os nós fictícios Imperatriz, Xingu, Jurupari e Ivaiporã. Esses nós não possuem geração ou carga associados. Figura 5-7: Configuração Eletroenergética para o PEN 2017 ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 20 / 41

21 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 programação e da operação elétrica do SIN, no que diz respeito à segurança operativa. No Volume II Relatório Complementar do PEN 2017 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. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 21 / 41

22 6 Principais Resultados do PEN 2017 As avaliações energéticas foram realizadas com base no Modelo NEWAVE Versão 23 Linux, considerando séries sintéticas de energias naturais afluentes e o histórico de energias naturais afluentes. No Volume I Condições de Atendimento estão detalhados os resultados das avaliações intituladas Análise Conjuntural (2017/2018), onde se destacam as avaliações prospectivas para 2017 e 2018 e avaliações probabilísticas para esse mesmo horizonte, procurando-se avaliar a evolução dos armazenamentos de cada subsistema e os requisitos de ENAs para atingir níveis de segurança operativos referenciais. As avaliações prospectivas, para o ano de 2017, foram realizadas com os resultados de uma simulação determinística a partir da previsão de vazões afluentes para um cenário de valor esperado (VE) e de limite inferior (LI). A Figura 6-1 e a Figura 6-2, a seguir, apresentam as evoluções dos armazenamentos equivalentes dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, para a estação seca de 2017, considerando cenários hidrológicos para o Valor Esperado (VE) e Limite Inferior (LI). Figura 6-1: Evolução dos Armazenamentos do Sudeste/Centro-Oeste ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 22 / 41

23 Figura 6-2: Evolução dos Armazenamentos do Nordeste A expectativa é que no final de novembro de 2017 os níveis dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste atinjam, respectivamente, os valores de 25,4% e 8,7% do armazenamento máximo, quando do cenário do valor esperado e 8,7% e 3,9%, quando do cenário do limite inferior. A Figura 6-3 e a Figura 6-4, a seguir, apresentam as curvas de permanência do armazenamento ao final da estação seca de 2017 (novembro/2017) para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, permitindo-se avaliar as probabilidades de atingimento de cada um dos armazenamentos supracitados. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 23 / 41

24 Figura 6-3: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Nov/2017 SE/CO Energia Armazenada (% EAR máx) Probabilidade de EAR < 25,4% EARmáx (VE): 62,1% Energia Armazenada (% EARmáx) Média Mediana 23% 21% 1º quartil (25%) 30% 3º quartil (75%) 15% Probabilidade de EAR < 8,7% EARmáx (LI): 9,3% 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidade Da Figura 6-3, anterior, observa-se que, para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, a probabilidade de ocorrência de armazenamentos inferiores aos 25,4% de EARmáx, resultantes da simulação com o valor esperado da previsão, é 62,1%. Para o nível associado à simulação com o limite inferior da previsão, a probabilidade é 9,3%. Com relação ao subsistema Nordeste, observa-se na Figura 6-4, a seguir, que a probabilidade de ocorrência de armazenamentos inferiores aos 8,7% de EARmáx, resultantes da simulação com o valor esperado da previsão, é 44,3%. Para o nível de 3,9% EARmáx, associado à simulação com o limite inferior da previsão, a probabilidade é 19,0%. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 24 / 41

25 Figura 6-4: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Nov/2017 Nordeste Energia Armazenada (% EAR máx) Energia Armazenada (% EARmáx) Média Mediana 1º quartil (25%) 3º quartil (75%) 11% 10% 15% 5% Probabilidade de EAR < 8,7% EARmáx (VE): 44,3% Probabilidade de EAR < 3,9% EARmáx (LI): 19,0% 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidade A partir da edição deste PEN 2017, sistematicamente serão editados boletins atualizados de acompanhamento desta evolução dos armazenamentos. Na avaliação prospectiva para 2018, considerando a significativa influência dos armazenamentos ao final da estação seca de 2017 nas condições de atendimento de 2018, quando haverá uma forte dependência da estação chuvosa deste ano para reenchimento do sistema, foram feitas avaliações de requisitos de ENAs em diferentes períodos que permitiriam o atingimento de níveis mínimos de segurança capazes de garantir o atendimento da carga de Os resultados destas avaliações indicam que para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste o atingimento de 20% EARmáx em novembro de 2018 irá exigir armazenamento ao final de abril de 2018 de 75% EARmáx, e o subsistema Nordeste 34% EARmáx, no caso de ocorrência da segunda pior ENA na estação seca de Em contrapartida, para se atingir o armazenamento mínimo de 30% EARmáx em novembro de 2018, considerando a segunda pior ENA na estação seca de 2018, seria necessário um armazenamento mínimo ao final de abril deste ano de 85% EARmáx no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e de 45% EARmáx no subsistema Nordeste. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 25 / 41

26 Em complemento à análise determinística para 2018 apresentada anteriormente, foi realizada uma simulação com séries sintéticas de ENA a partir dos níveis prospectados para o final de novembro de 2017 e apresentados na Figura 6-1 e na Figura 6-2 (considerando o valor esperado da previsão de vazão para o ano de 2017). Alguns resultados dessa simulação estão apresentados a seguir. Na Figura 6-5, a seguir, estão todas as trajetórias de energia armazenada, série a série, para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Figura 6-5: Energia Armazenada Final séries sintéticas - Sudeste/Centro-Oeste Simulação Determinística 2017 Simulação Estocástica 2018/2021 Média 4,1% das séries abaixo de 10% EARmáx Observa-se na Figura 6-5, anterior, que a simulação probabilística para 2018 indica valores médios de energia armazenada para o final do período úmido da ordem de 69,5% EARmáx, chegando ao final de novembro de 2018 com uma probabilidade de 4,1% de ocorrência de níveis iguais ou inferiores a 10% EARmáx. Na Figura 6-6, a seguir, estão todas as trajetórias de energia armazenada, série a série, para o subsistema Nordeste. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 26 / 41

27 Figura 6-6: Energia Armazenada Final séries sintéticas Nordeste Simulação Determinística 2017 Simulação Estocástica 2018/2021 Média 8% das séries abaixo de 10% EARmáx Observa-se na Figura 6-6, anterior, que os valores médios de energia armazenada para o final do período úmido foram da ordem de 67,3% EARmáx, chegando ao final de novembro de 2018 com uma probabilidade de 8% de ocorrência de níveis iguais ou inferiores a 10% EARmáx. Em seguida, a Figura 6-7 e a Figura 6-8 apresentam as curvas de permanência de armazenamento para o final da estação chuvosa 2017/2018 para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, destacando-se os requisitos de armazenamento para abril/2018 apontados anteriormente. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 27 / 41

28 Energia Armazenada (% EAR máx) Figura 6-7: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Abril/2018 SE/CO % das séries estão abaixo de 85% EARmáx Energia Armazenada (% EAR máx) % das séries estão abaixo de 75% EARmáx 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidade Figura 6-8: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Abril/2018 Nordeste % das séries estão abaixo de 45% EARmáx % das séries estão abaixo de 34% EARmáx % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidade ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 28 / 41

29 A Tabela 6-1, a seguir, apresenta os riscos de déficit de energia para o período 2019/2021. Observa-se que em todos os anos os riscos de déficit estão inferiores ao critério de garantia postulado pelo CNPE (risco máximo de 5%) em todos os subsistemas, exceto para o subsistema Amapá. No Volume I Condições de Atendimento é apresentada uma análise detalhada do atendimento ao subsistema Amapá. Tabela 6-1: Riscos de Déficit de Energia (%) Avaliação Estrutural Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE PROB (Qualquer Déficit) 0,6 0,3 0,2 PROB (Déficit>1%Carga) 0,5 0,1 0,2 SUL PROB (Qualquer Déficit) 0,5 0,2 0,2 PROB (Déficit>1%Carga) 0,5 0,1 0,2 NORDESTE PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 0,0 PROB (Déficit>1%Carga) 0,0 0,0 0,0 NORTE PROB (Qualquer Déficit) 0,1 0,2 0,1 PROB (Déficit>1%Carga) 0,0 0,1 0,0 ACRE/RONDONIA PROB (Qualquer Déficit) 0,6 0,2 0,2 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,6 0,2 0,2 MANAUS PROB (Qualquer Déficit) 0,2 0,3 0,2 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,1 0,2 0,2 AMAPÁ PROB (Qualquer Déficit) 69,8 75,8 75,9 PROB (Déficit > 1% Carga) 36,8 41,4 42,5 É importante observar que estes resultados refletem as simulações com a curva de custo do déficit de um patamar e a não consideração da tendência hidrológica. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 29 / 41

30 A Figura 6-9, a seguir, apresenta, as curvas de permanência de CMO para o período 2019 a 2021, onde é evidente a grande dispersão desses resultados, valores que podem ir de 0 a valores acima de R$/MWh, embora com baixa probabilidade de ocorrência desses valores elevados. Figura 6-9: Curvas de Permanência dos CMOs R$/MWh R$/MWh 500,00 450,00 400,00 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 SE/CO 0,00 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% 500,00 450,00 400,00 350,00 300,00 Curva de Permanência CMOs SE/CO Ano Média º Quartil (25%) Nordeste Curva de Permanência CMOs NE 3º Quartil (75%) Máximo ,25 4,32 52, , ,93 11,93 67, , ,55 20,89 78, ,03 Ano Média 1º Quartil (25%) 3º Quartil (75%) Máximo ,45 2,97 35, , ,17 10,40 60, , ,20 19,59 70, ,55 R$/MWh 500,00 450,00 400,00 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% 500,00 450,00 400,00 350,00 300,00 Sul Curva de Permanência CMOs Sul Ano Média Norte 1º Quartil (25%) Curva de Permanência CMOs N 3º Quartil (75%) Máximo ,20 4,31 52, , ,81 11,88 67, , ,39 20,71 77, ,02 Ano Média 1º Quartil (25%) 3º Quartil (75%) Máximo ,19 3,11 36, , ,11 11,18 61, , ,39 19,94 70, ,04 R$/MWh 250,00 200,00 R$/MWh 250,00 200,00 150,00 150,00 100,00 100,00 50,00 50,00 0,00 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% 0,00 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% Observa-se que, em todo o horizonte, os CMOs médios anuais são inferiores aos 193,00 R$/MWh estimados pela EPE como Custo Marginal de Expansão CME para todos os subsistemas, a exceção do subsistema Amapá, conforme Nota Técnica nº EPE-DEE-RE-010/2016-r0. Com relação a este último subsistema, foram feitas análises adicionais que são apresentadas no Volume I - Condições de Atendimento. 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. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 30 / 41

31 Também no Volume I - Condições de Atendimento, são apresentadas análises energéticas adicionais referentes ao: Balanço estático de energia, sinalizando que no horizonte 2017/2021 existem sobras estruturais de energia. Contudo, os resultados indicam que a hidroeletricidade terá uma participação no atendimento à carga da ordem de 75%, o que indica que as demais fontes como eólicas e termoelétricas terão um papel cada vez mais importante no atendimento ao mercado. Balanço Estático Complementar para o Subsistema Nordeste indicando a não alocação, em todos os patamares de carga, de sua geração térmica disponível a partir do ano de 2020, considerando-se restrição de vazão mínima de m³/s. Análise dos Excedentes de Geração da Região Norte, onde observa-se que, em todas as estações chuvosas de 2017 a 2021, ocorre congestionamento de energia, nos três patamares de carga. O congestionamento tende a ser maior no patamar de carga leve, pois como a carga é menor neste patamar consequentemente a energia excedente é maior. Esses resultados ratificam as recomendações emanadas de estudos anteriores de planejamento de médio prazo do ONS, no sentido de antecipar as obras de escoamento em 500 kv da UHE Belo Monte. Indicadores de Segurança Energética ISEN, onde a medida da segurança do atendimento aos requisitos energéticos do SIN se traduz pelo posicionamento do estoque de energia em relação a curvas de requisitos de armazenamento definidas para condições hidroenergéticas de segurança do atendimento, previamente fixadas. Os ISEN podem se constituir em elementos de acompanhamento da evolução dos armazenamentos de cada subsistema para cada estação climática, permitindo a tomada de decisões que visam garantir o atendimento ao mercado, segundo protocolos que deverão ser previamente ajustados pelo Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico CMSE. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 31 / 41

32 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 jun/18 jul/18 ago/18 set/18 out/18 nov/18 dez/18 jan/19 fev/19 mar/19 abr/19 mai/19 jun/19 jul/19 ago/19 set/19 out/19 nov/19 dez/19 jan/20 fev/20 mar/20 abr/20 mai/20 jun/20 jul/20 ago/20 set/20 out/20 nov/20 dez/20 jan/21 fev/21 mar/21 abr/21 mai/21 jun/21 jul/21 ago/21 set/21 out/21 nov/21 dez/21 Maq. 18/18 BMonte (ago/20) MWmed Avaliações Energéticas Adicionais 7.1 Impactos das Usinas da Amazônia na Operação do SIN Nos Planos da Operação recentes têm sido apontados os impactos da operação das usinas da Amazônia, que apresentam, como características marcantes, a falta de reservatórios de regularização e valores de produção elevados na estação chuvosa e bastante reduzidos na estação seca. Considerando-se que estas usinas são a fio d água, a geração delas será inflexível, ou seja, toda a geração disponível deverá ser despachada para os centros de consumo, através de longos sistemas de transmissão, e/ou armazenada nos demais reservatórios do SIN, desde que estes possam recolher geração para absorver eventuais excedentes. A Figura 7-1, a seguir, ilustra como poderá ser o impacto dessa geração na curva de carga mensal projetada entre 2017 e Figura 7-1: Alocação da Geração do Complexo Madeira e Belo Monte na Curva de Carga Maq. 5/18 BMonte (abr/17) Estação Seca Curva de Carga do SIN Estação Chuvosa Estação Seca Estação Chuvosa Geração Madeira + Belo Monte Estação Seca Estação Chuvosa Curva de carga remanescente do SIN após Madeira e B. Monte Estação Seca Estação Seca A parte superior da Figura 7-1, anterior, representa a curva de carga do SIN e a parte inferior seria uma curva de carga remanescente, abatida da geração esperada das usinas do Complexo Madeira e de Belo Monte, uma vez que estas gerações serão inflexíveis, pela inexistência de reservatórios de acumulação, como já comentado. Dessa forma, a expectativa é de que à medida que estas ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 32 / 41

33 usinas terminem de motorizar, haja um evidente deslocamento virtual dos meses de maior consumo máximo do SIN, que ocorrem nas estações chuvosas e que passariam a ser percebidos pelas demais usinas do SIN apenas nas estações secas, permitido, dessa forma, que durante as estações chuvosas as usinas da Amazônia possam contribuir para a recuperação dos reservatórios de regularização, através de uma menor geração destes, deslocando o início do período de deplecionamentos nas estações secas, desde que sejam viáveis estas operações sob o ponto de vista da segurança do sistema elétrico e flexibilizadas as restrições de cunho ambiental. No entanto, caso as estações chuvosas das demais regiões permitam o reenchimento dos principais reservatórios de regularização, poderá haver situações de não alocação da geração das usinas da Amazônia na curva de carga do SIN, principalmente no período de carga leve. 7.2 Impactos da Geração Eólica na Operação do SIN No passado recente, a geração eólica tem se mostrado essencial para o atendimento à carga do SIN, principalmente sob condições hidrológicas críticas, conforme observado entre os anos de 2014 e No Nordeste, por exemplo, a geração eólica já foi responsável pelo atendimento de 71% da carga em base horária, e mais de 40% em base mensal. A expressiva geração de energia eólica no Nordeste tem sido também responsável pelo atendimento energético deste subsistema, possibilitando o replecionamento de importantes reservatórios da região. Além dos benefícios citados, a rápida expansão dessa fonte também tem trazido desafios para a operação em tempo real, dentre os quais pode-se destacar: alta variabilidade, inclusive intermitências em algumas plantas em intervalos curtos de tempo (rampas e rajadas) e difícil previsibilidade, não só na etapa da programação diária (D-1) como durante a operação em tempo real. Com um crescimento expressivo, é fundamental que a geração eólica seja bem caracterizada e representada no âmbito do planejamento da operação energética, da programação mensal e da operação em tempo real. Destacando-se, ainda, a existência dois perfis distintos e complementares de geração eólica no Nordeste: interior (ex: Bahia) e litoral (ex: Rio Grande do Norte). Enquanto a geração das usinas no interior é mais alta na carga leve e baixa nas cargas média e pesada, no litoral a situação é oposta, havendo maior geração no período de carga média e pesada, e menor no período de carga leve. ONS RE / PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO EXECUTIVO 33 / 41