PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2012/2016 PEN 2012 VOLUME I RELATÓRIO EXECUTIVO

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1 PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2012/2016 PEN 2012 VOLUME I RELATÓRIO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, Centro Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2011/ Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. RE 3/0146/2012 PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2012/2016 PEN 2012 VOLUME I RELATÓRIO Setembro/2012

3 Sumário 1 Apresentação 5 2 Conclusões e Recomendações Conclusões Recomendações 13 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 2012 a Características da oferta em expansão entre 2012 e Redução do Grau de Regularização Sazonalidade da Oferta Complementaridade da Oferta Custo e relevância da oferta térmica Impactos da Oferta até 2016 na segurança operativa do SIN Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2012 e Subsistemas Elétricos Acre Rondônia Manaus-Macapá (TMM) Outras Premissas CAR Custo do Déficit Níveis de Armazenamento 48 4 Cenários Avaliados Cenário de Referência (CR) Cenário de Sensibilidade (CS) 51 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 Estático de Demanda Máxima Premissas 71 RE 3/0146/2012 PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA PEN 2012 VOL. I RELATÓRIO 3 / 141

4 5.3.2 Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima do SIN Cenário Base Cenário de Sensibilidade Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima dos subsistemas Sudeste/C.Oeste e Sul Cenário Base Cenário de Sensibilidade Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima dos subsistemas Nordeste e Norte Cenário Base Cenário de Sensibilidade Cenário CS - Sensibilidade à Carga do Cenário de Referência Mercado de Oferta Condições de Atendimento para o Mercado de Oferta 96 6 Aplicação dos Indicadores de Segurança Energética Aplicação Experimental dos ISEN 100 Anexo I Evolução dos CMOs mensais e Análise das Interligações 104 Anexo II Projeções de Carga 127 Anexo III Evolução da Capacidade Instalada por Subsistema 131 Anexo IV Carta Compromisso da Petrobras com ANEEL 136 RE 3/0146/2012 PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA PEN 2012 VOL. I RELATÓRIO 4 / 141

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 -, 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 2012/ PEN 2012 avalia as condições de atendimento ao SIN, excepcionalmente para o horizonte de agosto/2012 a dezembro/2016. As análises tomam por base a carga prevista na 2ª Revisão Quadrimestral e a expansão da oferta prevista de geração tendo como referência os cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de agosto/2012, de forma a capturar em suas análises as importantes modificações ocorridas no cronograma de oferta. Para a oferta existente, as interligações inter-regionais, as expansões previstas de transmissão, os condicionantes referentes à segurança operativa e as restrições ambientais e de uso múltiplo da água existentes e previstas nas bacias hidrográficas, foi utilizado como referência o PMO de maio/2012. 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 maio/2012. 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. As principais diretrizes para execução das avaliações energéticas estão contidas nos 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 372/09, de 05/08/ / 141

6 Destaca-se que nos cenários de oferta formulados no PEN 2012 foram consideradas somente as obras já contratadas para entrega de energia até 2016, incluindo os últimos leilões de energia nova realizados em 2011: 12º LEN A-3 (17/08/2011), 4ºLER (18/08/2011) e 13º LEN A-5 (20/12/2011). Não obstante, estão previstos leilões para 2012: 14º LEN (A-3), com entrega de produto em 2015, o que poderá justificar uma reavaliação das condições de atendimento apresentadas neste Relatório Executivo, na medida em que uma oferta maior poderá ser disponibilizada até 2015, 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 2016 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 O PEN 2012 é apresentado nos seguintes exemplares: Sumário Executivo, que apresenta um resumo das principais premissas e das conclusões e recomendações. Volume I - Relatório Executivo, que apresenta além das conclusões e das recomendações, uma análise dos principais resultados; 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 Relatório Executivo do PEN 2012, está estruturado como descrito a seguir. O Item 2 Conclusões e Recomendações apresenta as conclusões e recomendações que o julga relevantes para garantir a margem adequada de segurança da operação do SIN no horizonte 2012/2016. 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 4,0% ao ano entre 2012 e 2016; A composição dos cenários de oferta de geração e transmissão, que tem por base as informações do MME/CMSE/DMSE para o 6 / 141

7 Programa Mensal da Operação Energética - PMO de agosto de 2012; 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 de Aversão ao Risco, calculadas para um horizonte de cinco anos CAR 5; e A adoção da curva de custo de déficit de um patamar, coerente com os estudos de planejamento da expansão da geração desenvolvidos pela EPE/MME. Além de outras premissas, que correspondem às práticas operativas adotadas pelo. No Item 4 Cenários Avaliados, são descritos os cenários configurados para avaliação das condições de atendimento ao mercado: o Cenário de Referência Cenário CR, que toma por base as premissas de oferta do PMO de agosto/2012 e o mercado referente à 2ª Revisão Quadrimestral. Neste item é também avaliado um 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 2013/2016. Destaca-se que nos estudos do PEN 2012, assim como no PEN 2011, 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. 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 16a1), utilizando-se tanto séries sintéticas de energias naturais afluentes como a repetição das séries históricas, 7 / 141

8 destacando-se 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; o Balanço de Ponta, 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. Finalmente, 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. Cabe destacar que essa nova metodologia, já apresentada de forma preliminar aos Agentes Associados, e a diversas Associações de Classe, deverá ser submetida à apreciação do CMSE para aprovação e definição dos seus parâmetros de uso. 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 O Anexo II o detalha as projeções de carga de energia consideradas nas análises deste PEN. O Anexo III, a evolução da capacidade instalada por subsistema considerado no período 2012/2016. Finalmente, o Anexo IV apresenta a Carta Compromisso da Petrobras com ANEEL. Cabe ressaltar que são apresentadas no Volume II Relatório Complementar do PEN 2012, análises adicionais do atendimento ao SIN no período 2012/2016, 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 daquele Volume II um resumo dos conceitos básicos necessários à melhor compreensão das análises e resultados publicados no PEN 2012, bem como a metodologia e um conjunto de Anexos que detalham as informações básicas do SIN e das usinas consideradas nos estudos realizados. 8 / 141

9 2 Conclusões e Recomendações 2.1 Conclusões 1. Considerando-se a premissa de crescimento do PIB de 4,0% no período 2012/2016, a carga de energia do SIN deverá evoluir de MWmed em 2011 para MWmed em 2016 (já com a incorporação do sistema Acre-Rondônia e dos sistemas isolados de Manaus e Macapá), o que representa um aumento médio de 4,6% a.a.; 2. A capacidade instalada do SIN deverá elevar-se de MW, existentes em 31/12/2011, para MW, em 31/12/2016. A hidroeletricidade continuará como a principal fonte de geração de energia, mas a capacidade instalada das fontes termoelétricas aumentará em 52% nos próximos 5 anos, passando de MW (16,3% do SIN) para MW (19,0% do SIN); 3. Destaca-se o significativo incremento da capacidade instalada das usinas eólicas, que passará de 1,2% da Matriz de Energia Elétrica (1.342 MW) para 5,6%, equivalente a MW instalados ao final de 2016, sem considerar os próximos leilões de energia nova que ainda poderão ocorrer em 2012 e 2013; 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 elevados Custos Variáveis Unitários CVUs, 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, 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 9 / 141

10 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 nos períodos secos de cada ano; 8. Sob o enfoque tradicional 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 2013/2016. Os riscos de déficit atingem valores próximos a zero no Subsistema Nordeste em praticamente 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 CMOs sempre inferiores aos demais subsistemas; 10. Avaliações do atendimento à carga com base nas séries históricas de vazões naturais afluentes (1932 a 2010) indicam que eventuais déficits estariam associados à repetição de séries hidrológicas do período crítico do SIN, apenas no ano de Os montantes de energia não suprida são 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; 11. Considerando que as condições de atendimento à carga são satisfatórias no horizonte 2013/2016, e considerando ainda que existem sobras de garantia física no SIN nesse período, foi realizada avaliação de sensibilidade com relação ao crescimento do mercado sob o aspecto estrutural, podendo-se concluir que a expansão prevista até 2016, mantidos os cronogramas programados neste PEN 2012, é capaz de suportar um crescimento médio anual da carga de até 6,1 % a.a., atingindo 77 GWmed em 2016, contra os 4,6% a.a. do Cenário de Referência, cerca de 72 GWmed no mesmo ano, o que significa que mesmo com uma antecipação de pouco mais de um ano no crescimento da carga, a partir de 2014, 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 10 / 141

11 horizonte. Estas sobras evoluem de aproximadamente 4,0 GWmed, em 2013, a 7,5 GWmed em 2016; 13. Ao se considerar o balanço individualizado de cada subsistema, ou seja, sem os recebimentos/fornecimentos possíveis para outras regiões, os subsistemas Nordeste, Norte e Acre/Rondônia apresentam balanço positivo todos os anos e o subsistema Sul balanço negativo ao longo de todo horizonte; 14. 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, decorrentes, em parte, da oferta térmica a óleo contratada através dos leilões de energia nova, 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 térmica total contratada nos leilões. Os resultados indicam que a partir de 2014, em todos os patamares de carga, poderão ocorrer montantes de geração térmica não alocável, com uma tendência de redução com o decorrer dos anos em função do acréscimo da carga a ser atendida. Os maiores montantes foram observados no ano de 2014, atingindo valores de 355 MWmed na carga pesada, 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 mantida a condição de defluência mínima de m 3 /s em Sobradinho; 15. A redução dessa restrição de defluência mínima para valores da ordem de m 3 /s, autorizados excepcionalmente pela Agência Nacional das Águas ANA em situações de afluências críticas no rio São Francisco, permitiria diminuir os montantes de geração térmica não alocável na curva de carga, no ano de 2014, para valores de 108 MWmed na carga pesada, 858 MWmed na carga média e MWmed na carga leve; 16. Estes resultados indicam a necessidade de acelerar as avaliações/estudos do custo/benefício associado à redução da restrição de vazão mínima do rio São Francisco pelo Grupo de Trabalho instituído pelo MME/CMSE e coordenado pela ANA; 17. Concomitantemente, a ampliação da capacidade de exportação da Região Nordeste poderá garantir a plena utilização da energia contratada neste subsistema a partir de 2014, avaliação que caberá ao MME/EPE; 18. 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 de 11 / 141

12 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; 19. Não obstante, a localização da nova oferta decorrente dos próximos LEN e/ou LER deveria priorizar o subsistema Sul; 20. Com relação ao atendimento da demanda máxima, o balanço estático indica que a capacidade líquida disponível prevista no horizonte do PEN 2012 é sempre superior à demanda projetada. 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; 21. As avaliações considerando apenas as inflexibilidades declaradas (da ordem de 4,5 GW no período conjuntural e 5,5 GW no período estrutural) indicam a possibilidade de despacho térmico além desses montantes já no final de 2012, sendo que em 2015 essa geração adicional no SIN pode atingir valores próximos a 6 GW, totalizando cerca de 11 GW de geração térmica para atendimento à demanda máxima; 22. O despacho por ordem de mérito cobriria a maior parte das necessidades de geração térmica adicional indicadas na avaliação considerando apenas as inflexibilidades declaradas. Nesta situação, seria necessário no máximo 2,0 GW de geração adicional no SIN; 23. Não obstante, análises de sensibilidade apontam que o despacho térmico adicional poderá ser substituído, 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 podem ser resultado de afluências mais favoráveis e/ou da aplicação de políticas de segurança operativa POCP; 24. A geração hidroelétrica também pode ser aumentada pela implantação de novas unidades geradoras em poços provisionados em algumas UHEs existentes (em torno de 5 GW, segundo inventário da ABRAGE); 25. Finalmente cabe destacar que está em curso no o desenvolvimento da metodologia dos Indicadores de Segurança Energética ISEN, a ser submetida à aprovação do MME/CMSE. Esta metodologia foi considerada neste PEN 2012 de forma experimental e mostrou resultados bastante 12 / 141

13 aderentes ao diagnóstico das condições de atendimento utilizando-se as métricas usuais, como Riscos de Déficit e CMOs, ou seja, o SIN apresenta situação confortável no período 2014/2016; 26. 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 de secas severas, que indicam a necessidade de avaliações custo/benefício de reforços, em especial para a capacidade de exportação da Região Nordeste e as interligações 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 e aperfeiçoem 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), Mauá (350 MW), Simplício (334 MW), Colíder (300 MW), e das UTEs Porto do Pecém I (720 MW), Porto do Pecém II (400 MW), Baixada Fluminense (530 MW), Maranhão III (499 MW), Suape II (381 MW) e Porto do Itaqui (360 MW), além da UTN Angra III (1.405 MW) e das usinas térmicas do 6º e 7º LEN, A-3 e A-5 de 2008, respectivamente, que definiram montantes significativos de geração térmica a óleo, principalmente no subsistema Nordeste; 2. Os resultados das avaliações energéticas deste PEN 2012 recomendam a necessidade do desenvolvimento de estudos de viabilidade econômica de ampliação da capacidade da interligação Norte-Sul e Sul-Sudeste/Centro-Oeste e da capacidade de exportação do Nordeste; 3. Avaliar a viabilidade de realização de leilões especiais de energia por fonte e região, em particular para os subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste; 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 avaliação da possibilidade de criação de incentivos econômicos e regulatórios para motorização dos poços existentes em algumas usinas já em operação (da ordem de 5 GW); 13 / 141

14 6. Avaliar mecanismos regulatórios que estimulem a instalação de potência hidráulica no SIN, como, por exemplo, através de repotenciação de usinas existentes; 7. Avaliar também a possibilidade de criação de mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade; 8. Agilizações dos estudos no âmbito Grupo de Trabalho instituído pelo CMSE e coordenado pela Agência Nacional de Águas - ANA que deverão ser realizados de modo a viabilizar a redução da restrição de vazão mínima do São Francisco, sem o comprometimento dos requisitos ambientais, permitindo assim a melhor utilização dos recursos hidrotérmicos da Região Nordeste; 9. É imprescindível a manutenção dos esforços do MME que estão sendo empreendidos no sentido de garantir soluções de infraestrutura/logística que permitam a disponibilização de óleo combustível/diesel para geração térmica flexível, de modo a garantir o suprimento de combustível para estas termoelétricas e a sua plena utilização em situações em que devam ser despachadas para segurança eletroenergética do SIN. 14 / 141

15 3 Premissas Básicas 3.1 Previsões de Carga As previsões de carga adotadas foram elaboradas em conjunto pela EPE/MME e, e serão consubstanciadas em Nota Técnica conjunta 2ª Revisão Quadrimestral das Projeções da Demanda de Energia Elétrica do Sistema Interligado Nacional, de agosto de Nesta 2ª Revisão Quadrimestral de 2012, utilizada então no PEN 2012, as alterações conjunturais levaram a uma revisão da projeção elaborada em março/12 para a 1ª revisão quadrimestral da carga para o Planejamento Anual da Operação Energética e utilizada nos Programas Mensais de Operação de maio a agosto de O crescimento da carga verificada de energia do SIN, no período de janeiro a julho de 2012, registrou uma taxa média de crescimento de 3,9% sobre igual período de Merece destaque o crescimento da carga do Nordeste, cuja expansão se situou em 8,0%. O subsistema Norte apresentou a menor taxa de crescimento em relação ao mesmo período do ano anterior, 2,6%, essencialmente como resultado do atraso na tomada de carga de duas 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. Apesar da forte influência das condições climáticas no 1º trimestre de 2012, como temperaturas elevadas, superiores às verificadas em 2011 e estiagem prolongada no Sul, o menor dinamismo da indústria, da região Sudeste/Centro-Oeste que representa cerca de 60% do total da carga de energia do setor industrial do país, contribuiu para a redução da carga do SIN no período analisado. Nessas condições, a taxa de crescimento da carga de energia projetada para o ano de 2012 é de 3,3%, devendo situar-se 762 MW médios inferiores aos valores previstos para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (SIN), elaborada em março/12. Os acréscimos elevados de carga do subsistema Norte, nos anos de 2013, 2014 e 2015 de 689, 883 e 232 MWmédios respectivamente, refletem os 15 / 141

16 efeitos da interligação do sistema Tucuruí-Macapá-Manaus à esse subsistema em meados de No SIN, nesses anos, haverá um acréscimo de carga de 3.203, e MW médios respectivamente. As linhas gerais do cenário macroeconômico e as premissas setoriais adotadas não foram alteradas para esse horizonte, permanecendo essencialmente as mesmas para o horizonte 2012/2016. Em relação às previsões adotadas para o PEN 2011, os valores da atual projeção da carga de energia do SIN situam-se abaixo das previsões utilizadas para aquele estudo. O resultado é uma diferença, a menor, de MWmed em 2012, MWmed, em 2013, MWmed em 2014 e MWmed em 2015, conforme pode ser visualizado na Figura 3.1-1, a seguir: Figura 3.1-1: Previsão de Carga de Energia do SIN (MWmed) PEN 2011 PEN / 141

17 Em resumo, as principais hipóteses básicas consideradas na previsão de carga para o PEN 2012 foram: Crescimento econômico 2012/2016: taxa de crescimento do PIB, para o período 2012 a 2016, expansão de 4,0% ao ano. Mercado e Carga do SIN verificados em 2011: crescimento do consumo de 4,3% (com expansão do consumo industrial no SIN de 2,2%) e aumento da carga de energia de 3,3%. Mercado e Carga do SIN verificados/previstos em 2012: crescimento do consumo de 3,4% (com expansão do consumo industrial no SIN de 0,7%) e aumento da carga de energia de 3,3%. Postergação do cronograma de expansão de projetos industriais do setor siderúrgico no Norte, Nordeste e Sudeste e do setor de ferroníquel no Norte, consideradas para o período de médio prazo. Previsão da Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá em junho de Considerando-se a premissa de crescimento do PIB de 4,0 % no período 2012/2016, a carga de energia do SIN deverá evoluir de MWmed em 2012 para MWmed em 2016 (já com a incorporação dos sistemas isolados de Manaus e Macapá), o que representa o equivalente a um aumento médio de 4,6% a.a. da carga a ser atendida no SIN. A Tabela 3.1-1, a seguir, apresenta a projeção de carga anual considerada neste PEN 2012, destacando-se o crescimento anual da carga do SIN em MWmed e em %. Tabela 3.1-1: Carga de Energia (MWmed) Ano SE/CO Sul Nordeste Norte AC/RO TMM (3) SIN Cresc. (MWmed) Cresc. (%) 2011(1) (2) , , , , ,7 Crescimento Médio de 2012 a ,6 (1) Valor verificado (2) Valores verificados até junho; de julho adezembro previstos. (3) TMM Sistema Tucuruí- Manaus-Macapá. Destaca-se que a carga do sistema isolado de Boa Vista (RR) não está apresentada na Tabela 3.1-1, anterior, em função da não consideração da integração deste sistema isolado ao SIN nos estudos do PEN / 141

18 Embora esta interligação seja prevista para 2015, portanto dentro do horizonte 2012/2016, os dados relativos a este sistema, informados pelo agente responsável, ainda estão em fase de análise por parte do. De qualquer modo, considerando que o parque gerador atualmente existente em Boa Vista não será interligado ao SIN e que os montantes de energia contratados entre a Eletrobras Distribuição Roraima com a Eletronorte, referentes ao suprimento da Venezuela, são da mesma ordem da carga prevista para este sistema, a carga do sistema Boa Vista deverá ser atendida quase que na sua integralidade pela energia proveniente da Venezuela, sendo, portanto, de pequena monta os intercâmbios de energia com Manaus e, consequentemente, com o restante do SIN. 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 2011 A Figura , a seguir, apresenta a capacidade instalada no SIN em 31/12/2011, totalizando MW, dos quais MW (74,6%) em usinas hidroelétricas, incluindo a parcela de Itaipu disponível para o Brasil, MW (16,3%) em usinas termoelétricas convencionais e nucleares e MW (9,1%) em PCHs, Usinas a Biomassa e Eólicas. 18 / 141

19 Figura : Capacidade Instalada do SIN (MW) 31/12/ ,8% ,2% ,3% ,6% ,7% ,1% ,3% Total Disponível: MW Hidráulica Térmica PCHs Biomassa Eólicas Itaipu 60 Hz (Brasil) Compras Itaipu No total, o representa individualmente a operação de 134 usinas hidroelétricas e 93 usinas termoelétricas, além do conjunto das 485 pequenas centrais hidroelétricas, 187 usinas a biomassa, 56 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 2016 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 agosto de A expansão da oferta de energia elétrica a ser incorporada ao SIN no horizonte 2012/2016 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 19 / 141

20 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 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 , a seguir, apresenta a cronologia dos leilões realizados entre 2005 e 2011 com os respectivos resultados de oferta. Para 2012 estão previstos, pelo MME, o 14º LEN (A-3), com entrega de produto em 2015 e o 15º LEN (A-5), que, no entanto, não apresentará contribuições o horizonte 2012/2016, pois os produtos deverão ser entregues apenas a partir de Figura : Cronologia dos Leilões 13º LEN - A MW 1 UHE, 39 UEEs e 2 BIOs (2016) 4º LER MW 34 UEEs e 7 BIOs (2014) 12º LEN - A MW 1 UHE, 2 UTEs, 44 UEEs e 3 BIOs (2014) 11 LEN - A MW 2 UHEs (2015) 2 LFA MW 49 UEEs, 1 BIO e 5 PCHs (2013) 3 LER MW 20 UEEs, 9 BIOs 2 PCHs (2011) 10 LEN - A MW 3 UHEs e 5 PCHs (2015) 3 LPE (BM) - A MW 1 UHE (2015) 2 LER (Eólica) MW 71 UEEs (2012) 8 LEN - A MW 1 BIO e 1 PCH (2012) 1 LER - A MW 31 BIOs (2010) 7 LEN - A MW 1UHE e 22 UTEs (2013) 6 LEN - A MW 10 UTEs (2011) 2 LPE (JI) - A MW 1 UHE (2013) 1 LPE (St.Ant) - A MW 1 UHE (2012) 1 LFA - A MW 6 BIOs e 11 PCHs (2010) 5 LEN - A MW 4 UHEs e 5 UTEs (2012) 4 LEN - A MW 12 UTEs (2010) 3 LEN - A MW 2 UHEs, 3 UTEs, 5 BIOs e 1 PCH (2011) 2 LEN - A MW 9 UTEs, 4 BIOs e 7 PCHs (2009) 1 LEN - A MW 7 UHEs, 19 UTEs, 5 BIOs e 3 PCHs (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) 20 / 141

21 Ao todo já foram realizados 21 leilões de energia nova, tendo sido outorgados MW de capacidade instalada em 472 novas usinas, sendo 24 usinas hidroelétricas, 35 PCHs, 82 usinas térmicas convencionais, 74 usinas a biomassa e 257 usinas eólicas. A Tabela , a seguir, resume a evolução da oferta elétrica entre 2011 e 2016, por tipo de fonte, destacando-se os crescimentos percentuais para a expansão das usinas eólicas (509%) e das usinas a óleo combustível ou diesel (72%). Tabela : Resumo da Evolução da Matriz de Energia Elétrica (MW) - 31/dez TIPO Crescimento MW % MW % MW % Hidráulica (1) , , ,8 Nuclear , , ,2 Gás/GNL , , ,0 Carvão , , ,6 Biomassa , , ,6 Outros (2) 749 0, ,5-0,0 Óleo Combustível/Diesel , , ,0 Eólica , , ,2 Total , , ,2 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 redução da potência de Angra I (Resolução Autorizativa ANEEL nº 3.334, de 24/02/2012) e a alteração de combustível na UTE Santa Cruz, a Tabela , a seguir, apresenta os acréscimos de potência instalada do SIN por fonte de geração em cada ano do horizonte 2012/ / 141

22 Tabela : Acréscimo Anual da Potência Instalada no SIN (MW) 31/dez TIPO Total 2012/2016 Reservatório Hidráulicas Fio d água Total Nuclear -17 (1) GN GNL Térmicas Carvão Óleo Diesel -230 (2) Outros (3) Total PCHs Biomassa Eólicas Itaipu 60 Hz (Brasil) Capacidade Instalada Compras Itaipu (4) Total OBS: (1) Redução da potência de Angra I, conforme Resolução Autorizativa ANEEL 3.334/2012; (2) Alteração de combustível na UTE Santa Cruz; (3) Outros se refere a Cocal, PIE-RP, Cisframa, Sol e UTE Do Atlântico;. (4) Valores negativos se referem à redução das compras de Itaipu devido ao acréscimo da carga da ANDE. Conforme Tabela , a seguir, a capacidade instalada do SIN deverá evoluir de MW, existentes em 31/12/2011, para MW, em 31/12/ aumento de MW, aproximadamente 30% em 5 anos. Tabela : Evolução da Potência Instalada no SIN (MW) - 31/dez TIPO MW % MW MW MW MW MW % Reservatório , ,8 Hidráulicas Fio d água , ,9 Total , ,7 Nuclear , ,3 GN , ,7 GNL 204 0, ,0 Térmicas Carvão , ,2 Óleo , ,6 Diesel , ,7 Outros (*) 749 0, ,5 Total , ,0 PCHs , ,6 Biomassa , ,2 Eólicas , ,6 Itaipu 60 Hz (Brasil) , ,8 Capacidade Instalada , ,0 Itaipu 50 Hz (Paraguai) , ,0 Total disponível , ,0 OBS: (*) Outros se refere a Cocal, PIE-RP, Cisframa, Sol e Do Atlântico. O Anexo III detalha a evolução da capacidade instalada por subsistema considerado. Nesta evolução destaca-se o subsistema Nordeste, que em sua matriz energética evolui de uma participação térmica de 25,2% em 2011 para 22 / 141

23 uma participação de 31,9% em Consequentemente, a participação hidroelétrica na matriz energética do Nordeste reduz-se de 66,4% para 41,3%. A Tabela , 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). Tabela : Expansão da Potência Instalada com Novos Projetos e TMM (MW) SIN Total Oferta anterior aos Leilões (1) Outras PCH, PCT e EOL (2) Integração de TMM ao SIN º LEN º LEN (A-3) 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) Total SIN (3) Observações: (1) Usinas com concessão outorgadas antes da sistemática dos leilões (inclui a UTN Angra 3). (2) PCH e PCT autorizadas pela ANEEL com datas informadas ao CMSE/DMSE (inclui expansão do Acre-Rondônia). (3) Total não inclui compras Itaipu Geografia da Expansão da Oferta de 2012 a 2016 As Figuras a , a seguir, ilustram a distribuição geográfica da expansão contratada até 2016 através dos diversos leilões de energia nova realizados entre 2005 e 2011, além da oferta anterior aos leilões e da UTN Angra / 141

24 Figura : Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica - UHEs (ano) = ano de entrega LEN [MW] S. Antônio (2) (2012) 3.011,26 Jirau (2013) 3.750,00 TOTAL 6.761,26 LEN [MW] 10º A-5/2010 (2015) 300,00 11º A-5/2010 (2015) 1.820,00 TOTAL 2.120,00 LEN [MW] 5º A-5/2007 (2012) 48,00 TOTAL 48,00 LEN [MW] 10º A-5/2008 (2014) 175,00 13º A-5/2011 (2016) 135,00 TOTAL 210,00 LEN [MW] 10º A-5/2010 (2015) 252,00 11º A-5/2010 (2014) 370,00 TOTAL 622,00 LEN [MW] Belo Monte Comp. (2015) 233,10 Belo Monte (2016) TOTAL 3.288,70 LEN [MW] 5º A-5/2007 (1) (2012) 271,80 TOTAL 271,80 LEN [MW] 1º A-5/2005 (2012) 358,20 TOTAL 358,20 LEN [MW] 3º A-5/2006 (2012) 350,00 7º A-5/2008 (2016) 350,20 TOTAL 700,20 (1) UHE Estreito - 815,25 MW em operação comercial. (2) UHE Santo Antônio - 139,2 MW em operação comercial. SIN [MW] TOTAL ,86 16 EMPREENDIMENTOS Figura : Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UTEs a Óleo Combustível e Diesel (ano) = ano de entrega LEN (MW) 5º A-5/2007 (2012) 794,00 7º A-5/2008 (2013) 710,00 TOTAL 1.504,00 LEN (MW) 6º A-3/2008 (2014) 174,60 TOTAL 174,60 LEN (MW) 3º A-5/2006 (1) (2012) 1,90 TOTAL 1,90 LEN (MW) 5º A-5/2007 (2012) 381,30 7º A-5/2008 (2013) 952,40 TOTAL 1.333,70 LEN (MW) 7º A-5/2008 (2014) 352,00 TOTAL 352,00 LEN (MW) 6º A-3/2008 (2014) 174,60 7º A-5/2008 (2014) 880,00 TOTAL 1.054,60 LEN (MW) 7º A-5/2008 (2014) 324,00 TOTAL 324,00 (1) 173,68 MW em operação comercial. SIN [MW] TOTAL 4.744,80 21 EMPREENDIMENTOS 24 / 141

25 Figura : Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UTEs a GN e GNL (ano) = ano de entrega LEN [MW] 7º A-5/2008 (2013) 675,2 12ª A-3/2011 (2013) 499,2 TOTAL 1.174,40 LEN [MW] Oferta anterior aos Leilões (2013) 88,00 TOTAL 88,00 LEN [MW] 12º A-3/2011 (2014) 530,00 TOTAL 530,00 SIN [MW] TOTAL 1.792,40 5 EMPREENDIMENTOS Figura : Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UTEs a Carvão (ano) = ano de entrega LEN [MW] 5º LEN A-5/2007 (2012) 360,10 TOTAL 360,10 LEN [MW] 5º LEN A-5/2007 (2012) 720,30 7º LEN A-5/2008 (2013) 360,00 TOTAL 1.080,30 SIN [MW] TOTAL 1.440,40 3 EMPREENDIMENTOS 25 / 141

26 Figura : Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UTEs Nucleares (ano) = ano de entrega LEN [MW] Oferta anterior aos Leilões (2016) 1.405,00 TOTAL 1.405,00 SIN [MW] TOTAL 1.405,00 1 EMPREENDIMENTO Figura : Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UTEs a Biomassa (ano) = ano de entrega Montante Contratado [MW] 1º LER 2008 (2013) 45,00 TOTAL 45,00 Montante Contratado [MW] 1º LER 2008 (2013) 72,70 4º LER 2011 (2012) 30,00 TOTAL 102,70 Montante Contratado [MW] 1º LER 2008 (2012) 257,53 4º LER 2011 (2014) 50,00 13º LEN A-5/2011 (2014) 50,00 TOTAL 357,53 Montante Contratado [MW] 4º LER 2011 (2014) 30,00 12º LEN A-3/2011 (2014) 67,80 TOTAL 97,80 SIN [MW] TOTAL 1.160,03 20 EMPREENDIMENTOS Montante Contratado [MW] 3º LER 2010 (2013) 80,00 TOTAL 80,00 Montante Contratado [MW] 1º LFA A-3/2007 (2012) 20,00 TOTAL 20,00 Montante Contratado [MW] 1º LFA A-3/2007 (2012) 50,00 1º LER 2008 (2012) 162,00 2º LFA A-3/2010 (2013) 25,00 3º LER 2010 (2013) 33,00 4º LER 2011 (2012) 187,00 TOTAL 457,00 26 / 141

27 Figura : Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica PCHs (ano) = ano de entrega Montante Contratado [MW] 10º LEN A-5/2010 (2015) 54,00 TOTAL 54,00 Montante Contratado [MW] 3º LER A-3/2010 (2014) 20,60 TOTAL 20,60 Montante Contratado [MW] 2º LFA A-3/2010 (2012) 42,00 TOTAL 42,00 Montante Contratado [MW] 3º LER A-3/2010 (2012) 9,90 2º LFA A-3/2010 (2013) 20,00 10º LEN A-5/2010 (2014) 2,90 TOTAL 32,80 Montante Contratado [MW] 10º LEN A-5/2010 (2015) 25,00 TOTAL 25,00 Montante Contratado [MW] 2º LFA A-3/2010 (2013) 19,00 3º LEN A-5/2006 (2012) 11,00 TOTAL 30,00 SIN [MW] TOTAL 204,40 12 EMPREENDIMENTOS Figura : Expansão da Oferta por Leilão Localização Geográfica UEEs (ano) = ano de entrega Montante Contratado [MW] 13º LEN A-5/2011 (2016) 57,60 TOTAL 57,60 Montante Contratado [MW] 12º LEN A-3/2011 (2013) 75,60 TOTAL 75,60 Montante Contratado [MW] 2º LER/2009 (2012) 323,60 2º LFA/2010 (2013) 150,00 3º LER/2010 (2012) 261,00 12º LEN A-3/2011 (2014) 265,60 4º LER/2011 (2014) 148,80 13º LEN A-5/2011 (2016) 149,90 TOTAL 1.298,90 Montante Contratado [MW] 2º LER/2009 (2012) 50,00 2º LFA/2010 (2013) 226,20 3º LER/2010 (2012) 20,00 12º LEN A-3/2011 (2013) 492,00 4º LER/2011 (2014) 132,40 13º LEN A-5/2011 (2015) 119,60 TOTAL 1.040,20 SIN [MW] TOTAL 6.265, EMPREENDIMENTOS Montante Contratado [MW] 2º LER/2009 (2012) 543,00 2º LFA/2010 (2014) 150,00 12º LEN A-3/2011 (2014) 103,60 4º LER/2011 (2014) 174,50 13º LEN A-5/2011 (2014) 328,00 TOTAL 1.299,10 Montante Contratado [MW] 2º LER/2009 (2013) 549,27 2º LFA/2010 (2013) 829,00 3º LER/2010 (2012) 227,40 12º LEN A-3/2011 (2014) 52,80 4º LER/2011 (2014) 405,36 13º LEN A-5/2011 (2016) 321,80 TOTAL 2.385,63 Montante Contratado [MW] 12º LEN A-3/2011 (2014) 78,00 TOTAL 78,00 Montante Contratado [MW] 2º LER/2009 (2012) 30,00 TOTAL 30,00 27 / 141

28 3.2.4 Características da oferta em expansão entre 2012 e 2016 Do Item (Tabela ), 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 79% em dezembro de 2011 para 71% em dezembro de A participação das fontes termoelétricas, todavia, aumentará, nos próximos 5 anos, de MW (16,3%) para MW (19,0%), assim como as fontes eólica, com um aumento de 509%, passando de MW (1,2%) para MW (5,6%), e biomassa, com um aumento de 43%, passando de MW (3,8%) para MW (4,2%), conforme observado na Tabela Atente-se ao fato de que estas ofertas ainda deverão sofrer os acréscimos decorrentes do próximo 14º LEN (A-3), previsto para outubro do corrente ano. De acordo com o programa de obras considerado no PEN 2012, entre agosto de 2012 e dezembro de 2016 estão previstas a entrada em operação de 314 novas usinas, das quais 15 hidroelétricas, 48 termoelétricas, 241 usinas eólicas e 10 pequenas centrais hidroelétricas PCHs, e outras 56 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 2016, o acréscimo desse tipo de fonte ( MW, em 16 UHEs), incluindo a incorporação ao SIN das UHEs Balbina e Coaracy Nunes, já em operação, através da interligação Tucuruí-Manaus-TMM, se dará por usinas com baixo ou nenhum grau de regularização anual ou plurianual (usinas com pequeno ou nenhum 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 queda e altas vazões no período chuvoso, o 28 / 141

29 EARMAX (MWmês) EARMAX/CARGA (meses de estoque)* que exigiria investimentos antieconômicos para o represamento das vazões nas estações úmidas. A Figura , a seguir, ilustra essa característica, comparando a evolução da energia armazenada máxima do SIN EARmax, entre dezembro de 2012 ( MWmês) e dezembro de 2016 ( 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 (1,4%), enquanto a carga do SIN apresenta uma previsão de acréscimo da ordem de MWmed no mesmo período (20%). Figura : Evolução da Energia Armazenada Máxima e Grau de Regularização do SIN ENERGIA ARMAZENADA MÁXIMA X GRAU DE REGULARIZAÇÃO , ,6 5,5 5,4 5, ,1 5,0 5, , , , *Estão abatidas a inflexibilidade térmica e a geração das usinas não simuladas. 3,0 Observa-se que a expansão mais representativa da capacidade de armazenamento do SIN nesse quinquênio ocorre em 2013, com um aumento de MWmês (1,2%), decorrente, principalmente, da entrada em operação das UHEs Batalha (Bacia do Paranaíba - subsistema Sudeste/Centro-Oeste, com hm 3 de Volume Útil 8% do volume útil da UHE Furnas) e da 29 / 141

30 interligação ao SIN das UHEs Balbina e Coaracy Nunes, já em operação comercial. Também contribui para o aumento da energia armazenável máxima, em menor escala, a UHE São Roque, prevista para entrar em operação em 2015/2016, no subsistema Sul. Em função dessa característica, o GR do SIN deverá evoluir de 5,6 meses de estoque em 2012 para 5,0 meses em 2016, 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 do SIN. A título apenas de exemplo, avaliou-se então qual seria o montante de energia a ser agregado ao SIN no quinquênio 2012/2016 de tal modo que fosse mantido, ao longo dos próximos cinco anos, o mesmo GR de 2012 (5,6 meses). Os montantes necessários estão apresentados na Figura , a seguir. 30 / 141

31 EARMAX (MWmês) EARMAX/CARGA (meses de estoque)* Figura : Expansão adicional para manter o mesmo GR do SIN de 2012 ENERGIA ARMAZENADA MÁXIMA X GRAU DE REGULARIZAÇÃO ,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,5 +0,9GWmed inflex 5,4 +1,8GWmed Inflex 5,1 +5,4GWmed inflex 5,0 6,0 5,5 +6,6GWmed inflex 5, , , EARmáx adicional EARmáx *Estão abatidas a inflexibilidade térmica e a geração das usinas não simuladas. 3,5 3,0 Da Figura , anterior, observa-se que para manutenção deste GR de 5,6 meses através de uma expansão inflexível (abatida diretamente da carga, por não serem simuladas)seria necessário a instalação de 0,9 GWmed em 2013 a 6,6 GWmed em Caso o GR (5,6 meses) fosse mantido pelo acréscimo de energia armazenável (barra vermelha do gráfico), seria exigida a instalação de 5,3 GWmed em 2013 (1,8% EARmax), atingindo o montante 36,9 GWmed (12,6% EARmax) em A Tabela , 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 1,0 GW em 2013 e 21,9 GMW em 2016). Tabela : Capacidade adicional para manter o mesmo GR do SIN de Adicional de Energia Inflexível (MWmed) (1) Se fosse com Usina Eólica (MW) Se fosse com Térmica Inflexível Convencional (MW) OBS: considerado um fator de capacidade de 90% para as térmicas convencionais e 30% para as eólicas (1) Energia inflexível é aquela que se abate diretamente da carga (térmicas inflexíveis e/ou usinas não simuladas individualmente) 31 / 141

32 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 2016, ou a incorporação de MWmed de energia armazenada através de usinas hidroelétricas com reservatórios, equivalente a um aumento de 30,3% EARmax em Esse exercício serve para ratificar a tese de que as restrições à construções de reservatórios de regularização, as fontes complementares se tornarão 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 a partir de 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 para mais longo prazo no rio Tapajós (estudos do MME/EPE PDE 2019), entre outras usinas da Amazônia, todas com 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 em estudos específicos da integração dessas usinas da região Norte, e que serão atualizados com a consideração do horizonte 2012/2016, 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. 32 / 141

33 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 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, 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. A Figura , 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. 33 / 141

34 p.u. (MWmês/MWano) 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 : Complementaridade Anual das Diversas Fontes de Geração 1,80 SIN - Complementaridade entre as fontes Ano 2016 (Base PEN 2012) 1,60 1,40 Safra da cana-de-açucar 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 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. 34 / 141

35 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 , a seguir, apresenta a distribuição por fonte dos Custos Variáveis Unitários CVUs do parque termoelétrico previsto para Pode-se observar, além da grande interseção entre os custos das diversas fontes, uma elevada dispersão - UTEs com custos para despacho 8, 14, 22 e até 38 vezes superiores ao da mais barata (nuclear). Figura : Distribuição dos Custos Variáveis Unitários por fonte [R$/MWh] Faixas de CVU por tipo de fonte [R$/MWh] Nuclear Outros 24,27 (N) 18,77 197,10 (8xN) Gás/GNL Carvão 37,80 341,89 (14xN) 541,93 (22xN) Óleo 54,99 927,29 (38xN) 310,41 CVU [R$/MWh] As Figuras e , a seguir, apresentam a distribuição por fonte e por CVU da disponibilidade máxima de geração térmica, para os anos de 2012 e 2016, respectivamente. 35 / 141

36 Geração Térmica máxima [MWmed] Geração Térmica máxima [MWmed] Figura : Geração Distribuição Térmica Máxima das disponibilidades por faixa de CVU máximas - PMO ago/2012 por CVU - Média e fonte SIN MW 41% MW 59% > 300 Faixas de CVUs (R$/MWh) Nuclear Outros Gás natural Carvão Óleo OBS: Térmica mais cara = 927,29 R$/MWh Figura : Geração Distribuição Térmica Máxima das disponibilidades por faixa de CVU máximas - PMO ago/2012 por CVU - Média e fonte SIN MW 42% MW 58% > 300 Faixas de CVUs (R$/MWh) Nuclear Outros Gás natural Carvão Óleo OBS: Térmica mais cara = 927,29 R$/MWh 36 / 141

37 Inflexibilidade (MWmed) Pode-se observar que, em ambos os casos, aproximadamente 42% da disponibilidade térmica possui CVU acima de 200 R$/MWh. Outra característica relevante do parque térmico previsto é sua inflexibilidade para despacho. A Figura , a seguir, apresenta a distribuição por fonte da geração térmica inflexível no período 2013/2016, 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 : Distribuição das inflexibilidades por fonte [MWmed e % de GTmáx] ,1% ,1% 0,1% 36,1% 32,9% 0,1% 33,0% 0,1% 33,0% 24,4% ,3% 25,8% 24,4% 90,4% ,4% 90,4% 90,4% 94,3% ,6% 90,2% 90,2% 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 , a seguir, apresenta uma expectativa de geração térmica média anual no período 2013/2016, 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. 37 / 141

38 Geração Térmica Média por Fonte (MWmed) Figura : Distribuição das expectativas de geração por fonte /2016 Média dos cenários simulados [MWmed e % de GTmáx] ,3% 3,5% 10,7% 5,7% 56,0% 65,6% 56,0% 5,0% 64,2% 2,6% 3,6% 63,6% 63,6% 48,7% 1,9% ,9% 53,7% 49,6% ,9% ,4% 45,0% 39,1% ,0% ,9% 98,0% 92,8% 97,4% 92,1% 96,9% 98,1% Nuclear Biomassa e Outros Gás Natural Carvão GNL Óleo Combustível Óleo Diesel Observa-se o impacto das condições conjunturais desfavoráveis nas expectativas mais elevadas de geração térmica no ano de 2013, que posteriormente vão se reduzindo ao longo do horizonte. A fonte gás natural, por exemplo, apresenta um despacho médio de 52,4% GTmax em 2013, reduzindo-se para 45% GTmax em 2014, atingido valores da ordem de 39% e 38% GTmax em 2015 e 2016, respectivamente. Todavia, cabe ressaltar que no Gráfico , anterior, na geração térmica média por fonte estão incluídas as parcelas de inflexibilidade apresentadas no Gráfico Assim sendo, dos 52,4% GTmax despachados na fonte gás natural em 2013, 23,3% GTmax são associados à inflexibilidade, ou seja, 29,1% GTmax correspondem à parcela flexível. No ano de 2014, a parcela flexível corresponderia a 19,2% GTmax, evidenciando-se o papel das fontes flexíveis na complementaridade da oferta. Destaca-se, ainda, em 2016, a entrada em operação da UTN Angra 3, de baixo custo e, portanto, elevado despacho. 38 / 141

39 3.3 Impactos da Oferta até 2016 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 da Amazônia, com sazonalidade acentuada), obriga à 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. 39 / 141

40 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, proposta metodológica em processo de aprovação pelo CMSE, o que irá permitir uma maior robustez nas conclusões das análises das condições de atendimento à carga do SIN. Ponto importante nesse novo contexto é a questão do uso das curvas plurianuais de aversão ao risco denominadas de CAR5, na medida em que este mecanismo de segurança operativa, embora antecipe a geração térmica no curto prazo pela influência na construção da Função de Custo Futuro, permitirá, como consequência de manter maiores armazenamento no SIN, um menor uso da geração térmica adicional quando da aplicação dos POCP. 3.4 Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2012 e 2016 Nos estudos do PEN 2012, 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 3.4-1, a seguir, esquematiza a configuração eletroenergética adotada no PEN 2012, incluindo os nós fictícios Imperatriz e Xingu, sem geração ou carga associados, que 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). 40 / 141

41 Figura 3.4-1: Configuração eletroenergética para o PEN TMM XINGU N IMPERATRIZ NE B.MONTE T.PIRES Acre Rondônia - AC/RO SE/CO MADEIRA S As interligações inter-regionais propiciam a transferência de grandes blocos de energia entre os subsistemas, permitindo que o, 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 a segurança operativa. As Figuras e 3.4-3, 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 2012, 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. 41 / 141

42 Figura 3.4-2: Limites de Transferência das Interligações S-SE/CO-AC/RO Acre-Rondônia e Madeira ACRO Madeira UHE Lajeado Exportador (FACRO) / Recebimento (RACRO) Mai/12-Dez/12: 30 / 180 Configuração atual: 1 circuito de 230 kv de Vilhena até Samuel Elo CC 0 Exportação do Sul (FSUL) Mai/12-Jun/12: 5560 Configuração atual Jul/12-Dez/16: ª Unidade da UHE Mauá Recebimento pelo Sul (RSUL) UHE Itaipu SE Ivaiporã SE Jan/13: 30 / 250 Configuração com 2 circuitos de 230 kv de Vilhena até Samuel Fev/13-Abr/13: 30 / 250 Entrada em operação do 1 Bipolo Mai/13-Mar/14: 190 / 330 Entrada em operação do 1 Bipolo Configuração com 3 circuitos de 230 kv de Jauru até Samuel Abr/14-Dez/14: 190 / 330 Entrada em operação do 2 Bipolo Jan/15-Dez/16: 170 / 330 Aumento de carga Mai/12-Ago/12: 7180 Configuração com barramento definitivo Foz 500 kv Set/12-Dez/13: 7360 Novos ajustes PSS Usinas do Sul Jan/14-Dez/14: 7580 LT 525 kv Itá S.Santiago Jan/15-Dez/16: 7880 Aumento da carga do Sul S Recebimento pelo Sudeste (RSE) Mai/12-Ago/12: 9200 Barramento Definitivo Foz 500 kv Set/12-Dez/12: 9300 UHE Mauá / 4º Trafo 765/345 Tijuco Preto Jan/13-Dez/16: º Bipolo Madeira Figura 3.4-3: Limites de Transferência das Interligações SE/CO-NE-N-TMM Exportação do Norte (EXPN) Mai/12 Jun/13: 3900 UHE Estreito Prevista para 2011/2013 Jul/13-/Dez/16: Geração menos Demanda (incluindo Macapá/Manaus) Nota: O Limite de Exp. Norte é função da disponibilidadeda geração da regiãonorte. Importação Norte (RECN) Mai/12-Dez/16: Carga do Norte menos a geração de 5 unidades da UHE Tucuruí Fluxo na Norte - Sul (FMCCO) Mai/12-Dez/16: 4000 Fluxo na Norte - Sul (FNS) Mai/12-Dez/16: 4100 * CA CB LEGENDA Manaus ACRO (Jun/13) 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. Importação/Exportação Manaus Jul/13: 2500 LT 500 kv Tucuruí Xingu Jurupari Oriximiná Silves Lechuga (Manaus) CD N SE Imperatriz SE Colinas SE Ivaiporã UHE Lajeado SE Recebimento pelo Nordeste (RNE) NORTE EXPORTADOR Mai/12-Jun/12: 4200 Jul/12-Dez/16: º circuito 230 kv Banabuiú Mossoró 2 SUDESTE EXPORTADOR Mai/12-Dez/16: CA 4200 CB 3700 NE Exportação do Nordeste (EXPNE) Mai/12-Dez/12: 2600 Maior disponibilidade de geração térmica Jan/13-Dez/14: 3650 Maior disponibilidade de geração térmica Jan/15-Dez/16: 5700 Expansão da Interligação NNE e SENE Exportação do Sudeste (EXPSE) Mai/12-Dez/16: CA 4200 CB / 141

43 3.5 Subsistemas Elétricos Acre Rondônia Neste 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 do sistema isolado AC/RO com o SIN ocorreu em outubro de 2009 com a implantação da linha de transmissão de 230 kv, 354 km, circuito duplo, conectando a subestação de Jauru, no estado do Mato Grosso, à subestação de Vilhena, no estado de Rondônia. Essa interligação foi inicialmente prevista considerando dois circuitos entre as subestação de 230 kv de Jauru e Samuel, porém, devido o atraso na obtenção da licença de instalação do 2 circuito entre as subestações de 230 kv Vilhena e Samuel, o sistema Acre Rondônia foi integrado ao SIN considerando apenas dois circuitos de 230 kv entre as subestações de Jauru e Vilhena e um circuito entre as subestações de Vilhena e Samuel. Conforme informações do CMSE/DMSE à época do PMO de agosto/2012, base para elaboração do PEN 2012, o 2 circuito entre as subestações de Vilhena e Samuel estava previsto para dezembro de 2012 e o 3º circuito entre as subestações de Jauru e Porto Velho está previsto para julho de A Figura , a seguir, apresenta a localização geográfica da interligação do Sistema AC/RO com o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, com o sistema de transmissão previsto para entrar em operação no horizonte analisado, além da interligação das usinas do rio Madeira ao AC/RO e ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste. 43 / 141

44 Figura : Localização Geográfica da Interligação Acre/Rondônia No ano de 2012 destaca-se a integração ao sistema AC/RO das primeira unidades da UHE Santo Antônio. Essa integração foi realizada de forma provisória através de um transformador 500/230 kv 465 MVA interligando o sistema de 500 kv da UHE Santo Antônio ao sistema de 230 kv do Acre Rondônia, na subestação de 230 kv de Porto Velho. Conforme já comentado, devido aos atrasos ocorridos na implantação dos empreendimentos de transmissão, o inicio da operação comercial da UHE Santo Antônio conta com apenas um circuito de 230 kv entre as subestações de Vilhena e Samuel Manaus-Macapá (TMM) A integração dos sistemas isolados de Manaus e Macapá ao SIN através da interligação Tucuruí-Manaus-Macapá (TMM) foi considerada a partir de 30 de maio de 2013, 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 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 44 / 141

45 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. Para efeito de avaliação das condições de atendimento à carga de Manaus e Macapá, as simulações representam a oferta e a carga destes sistemas em um subsistema independente, interligado ao subsistema Norte. Figura : Interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) Esta integração se dará através de um sistema de transmissão em 500 kv, em circuito duplo de mesma torre, com compensação série de 70% em cada trecho de linha de 500 kv, partindo do barramento de 500 kv da etapa II da UHE Tucuruí, na subestação de Tucuruí, com quatro subestações intermediárias de 500 kv nas proximidades de Xingu, Jurupari, Oriximiná, no estado do Pará e Silves (antiga Itacoatiara) no estado do Amazonas. A partir da SE Oriximiná está previsto o atendimento às comunidades da margem esquerda do rio Amazonas. A interligação do sistema de Manaus ao SIN será na subestação de Lechuga (antiga Cariri) através de um transformador 500 / 230 kv 3 x 600 MVA. 45 / 141

46 A interligação do sistema de Macapá ao SIN será a partir da SE Jurupari através de um transformador 500 / 230 kv 2 x 450 MVA e da LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá, em circuito duplo. Com a entrada em operação da interligação dos sistemas Manaus/Macapá ao SIN, está prevista a desativação do parque térmico a óleo que atende estes sistemas. Com a chegada do gás natural da bacia de Urucu, permanecerão em operação 8 destas usinas térmicas, que já foram convertidas para gás natural ou bi-combustível, totalizando um parque gerador térmico em Manaus da ordem de 800 MW com inflexibilidade declarada da ordem de 600 MW. A licitação desse empreendimento foi dividido em três lotes: Lote A - LT 500 kv Tucuruí Xingu Jurupari - licitada à Linhas de Xingu Transmissora de Energia LXTE Data prevista: 31 de maio de 2013; Lote B - LT 500 kv Jurupari Oriximiná e LT 230 kv Jurupari Laranjal Macapá - licitada à Linhas de Macapá Transmissora de Energia LMTE Data prevista: 31 de dezembro de 2012; Lote C - LT 500 kv Oriximiná Silves (antiga Itacoatiara) Lechuga (antiga Cariri) - licitada à Manaus Transmissora de Energia TEM Data prevista: 31 de maio de 2012 Desta forma, a interligação dos sistemas isolados de Manaus e Macapá ao SIN está considerada no PEN 2012 com data de início de junho de 2013, coincidente com previsão da interligação do último trecho da TMM, no caso Lote A. As linhas de transmissão que compõem a interligação Tucuruí - Manaus Macapá (TMM) foram vendidas em Leilão realizado em 27/06/2008 e os contratos de concessão com os vencedores dos três lotes foram assinados em 21/08/2008. Com capacidade de transmissão de MW e aproximadamente quilômetros de extensão, a maior dificuldade enfrentada para a construção do referido projeto foi a obtenção das licenças ambientais, o que provocou atraso em suas obras. A previsão inicial para entrada em operação da interligação TMM era outubro de O parque gerador previsto para o sistema Manaus após a interligação com o SIN será composto por oito usinas termoelétricas a gás natural: Aparecida Bloco I (64 MW), Aparecida Bloco II (72 MW), Cristiano Rocha (65 MW), 46 / 141

47 Jaraqui (60 MW), Manauara (60 MW), Mauá Bloco III (96 MW), Ponta Negra (60 MW) e Tambaqui (60 MW), além da usina hidroelétrica de Balbina (250 MW), totalizando 787 MW de potência instalada e 507,7 MWmed de inflexibilidade. Segundo informações da Eletrobrás Amazonas Energia e dos PIE, registradas na ata do Programa Mensal de Operação dos Sistemas Isolados de maio de 2011, a conversão das oito usinas previstas para operação com gás natural no sistema Manaus, listadas anteriormente, estará concluída até julho do presente ano. Para o sistema Macapá, a previsão é de uma usina termoelétrica a óleo diesel, Santana W (62,40 MW), e a hidrelétrica Coaracy Nunes (78 MW), totalizando 140,4 MW de potência instalada em julho de Há previsão de entrada em operação de duas novas hidroelétricas no estado do Amapá: Santo Antônio do Jari (373,4 MW), vendedora no 11º Leilão de Energia Nova (A ) de 17/12/2010, e Ferreira Gomes (252 MW), vendedora no 10º Leilão de Energia Nova (A ) de 30/07/2010, a partir de outubro de 2014 e janeiro de 2015, respectivamente. 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 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 / 141

48 3.6.2 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-006/2012-r0, 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 2012 foram adotados, como condição inicial, os níveis de armazenamento dos reservatórios em 28/04/2012 (níveis iniciais enviados pelos agentes para a 1ª semana operativa do PMO de maio/2012) e a tendência hidrológica representada pelas afluências verificadas nos 6 meses anteriores a esta data, novembro/2011 a abril/2012. Essas premissas têm influência relevante nas condições de atendimento do horizonte analisado. A energia armazenada nos subsistemas do SIN correspondente aos armazenamentos iniciais é apresentada na Tabela , a seguir. Tabela : Energia Armazenada Inicial do SIN (28/04/2012) % EARmax Energia Armazenada Inicial Sudeste/Centro-Oeste Sul Nordeste Norte AC/RO % EARmax 75,8 28,8 80,1 99,4 97,1 A Figura , 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. 48 / 141

49 jan/08 abr/08 jul/08 out/08 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 jan/08 abr/08 jul/08 out/08 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 %EARmáx %EARmáx jan/08 abr/08 jul/08 out/08 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 jan/08 abr/08 jul/08 out/08 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 %EARmáx %EARmáx Figura : Armazenamentos Verificados nos Últimos 5 anos 100% Evolução Energia Armazenada - SE/CO 100% Evolução Energia Armazenada - SUL 90% 90% 80% 80% 70% 70% 60% 60% 50% 50% 40% 40% 30% 30% 20% 20% 100% Evolução Energia Armazenada - NE 100% Evolução Energia Armazenada - NORTE 90% 90% 80% 80% 70% 70% 60% 60% 50% 50% 40% 40% 30% 30% 20% 20% Observa-se na Figura , anterior, que os armazenamentos ao início de maio de 2012 (final de abril) são inferiores ao verificados no mesmo período do ano anterior. No subsistema Sul a diferença é mais acentuada. O nível de armazenamento verificado ao final de abril de 2011 é de aproximadamente 89% EARmax, enquanto que ao final de abril de 2012 é de aproximadamente 37% EARmax. 49 / 141

50 4 Cenários Avaliados No PEN 2012 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 Cenários analisados no PEN 2012 Cenário de Referência CR PMO agosto/12 de maio 12 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 agosto de 2012, que considera a integração dos sistemas isolados Manaus e Macapá a partir de junho de 2013, com utilização de algumas premissas básicas diferenciadas, já citadas anteriormente, ou seja:custo de Déficit em patamar único; Curva de Aversão ao Risco para os cinco anos CAR 5, em todos os subsistemas; Consideração do subsistema Acre-Rondônia separado do subsistema Sudeste/Centro-Oeste e do subsistema Manaus/Macapá separados 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 50 / 141

51 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 maio/2012. 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 (CS) Como sensibilidade ao Cenário CR foi construído um Cenário de Sensibilidade, descrito a seguir, considerando como base as mesmas premissas básicas do Cenário de Referência: 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 2012/2016; 51 / 141

52 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, 2012/2013, 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 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 2012/2016 com base no Modelo NEWAVE Versão 16a1 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. 52 / 141

53 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 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 , a seguir, apresenta os riscos de déficit de energia para o período 2013/2016. Todos os observados 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%). Os riscos de déficit mais elevados em 2013 podem ser justificados pelas condições atuais de armazenamento dos subsistemas e das afluências desfavoráveis verificadas nos seis meses anteriores ao início do estudo, utilizadas como tendência na geração dos cenários sintéticos de energia afluente, e também pelos atrasos verificados nos programas de obras, principalmente termoelétricas, quando comparados aos utilizados no PEN O atraso na oferta de energia em 2012 e 2013 entre os dois Planos da Operação foi da ordem de MW e MW, respectivamente. Destaca-se que o subsistema Nordeste apresenta riscos de déficit de qualquer profundidade com valores próximos a zero, a partir de 2014, o que indica a existência de excedentes energéticos não exportáveis nessa região. 53 / 141

54 Tabela : Riscos de Déficit de Energia (%) Cenário de Referência Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE PROB (Qualquer Déficit) 4,8 3,4 2,3 1,3 PROB (Déficit > 1% Carga) 3,8 2,8 1,8 1,1 SUL PROB (Qualquer Déficit) 4,4 3,9 2,6 1,8 PROB (Déficit > 1% Carga) 3,4 2,9 2,0 1,2 NORDESTE PROB (Qualquer Déficit) 1,8 0,2 0,1 0,1 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,6 0,0 0,0 0,0 NORTE PROB (Qualquer Déficit) 1,7 0,5 0,3 0,2 PROB (Déficit > 1% Carga) 1,2 0,4 0,2 0,1 ACRE/RONDONIA PROB (Qualquer Déficit) 3,5 2,4 1,9 1,2 PROB (Déficit > 1% Carga) 1,9 1,8 1,4 0,9 MANAUS/MACAPÁ PROB (Qualquer Déficit) 2,5 0,5 0,4 0,1 PROB (Déficit > 1% Carga) 2,3 0,5 0,4 0,1 É importante observar que estes resultados refletem as simulações com a curva de custo do déficit de um patamar e a CAR 5 para todos os subsistemas. 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 , a seguir, apresenta os custos marginais médios anuais de operação - CMOs para o Cenário de Referência. Tabela : Custos Marginais de Operação (R$/MWh) Cenário de Referência Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE 281,71 210,15 158,15 130,58 SUL 275,85 207,54 157,22 133,24 NORDESTE 218,16 119,13 101,21 89,82 NORTE 218,51 122,67 102,47 90,05 ACRE/RONDÔNIA 279,03 209,62 158,15 130,60 MANAUS/MACAPÁ 118,49 122,67 102,47 90,05 OBS: Custo Marginal de Expansão utilizado pela EPE no PDE 2020 = 113 R$/MWh Observa-se que no período 2013/2014, os CMOs médios anuais são superiores aos 113 R$/MWh utilizados pela EPE no Plano Decenal de Energia 2020 como indicativo do Custo Marginal de Expansão CME para todos os subsistemas. No período 2015/2016 apenas os subsistemas Sudeste/Centro- 54 / 141

55 Oeste, Sul e Acre/Rondônia apresentam valores de CMOs médios anuais superiores aos 113 R$/MWh. A situação de elevados CMOs médios anuais no período 2013/2014 é reflexo principalmente de uma situação conjuntural desfavorável, em função das energias naturais afluentes verificadas no passado recente e, consequentemente, dos níveis de armazenamento verificados no SIN ao final da estação úmida de 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 CMOs sempre 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 Análise com séries históricas de energias naturais - Cenário CR As condições de atendimento ao SIN no horizonte de 2013 a 2016 foram avaliadas também se utilizando as séries históricas de energias naturais afluentes no período de 1932 a 2010 (79 séries), considerando-se as mesmas condições conjunturais de armazenamentos nos reservatórios e tendências hidrológicas utilizadas nas avaliações probabilísticas apresentadas anteriormente. A Tabela , 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 é feita a identificação dessas séries. 55 / 141

56 Tabela : Riscos de Déficit de Energia (%), séries históricas Cenário de Referência Subsistema SUDESTE/CENTRO-OESTE PROB (Qualquer Déficit) 0,0 1,3 0,0 0,0 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 1,3 0,0 0,0 SUL PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 0,0 0,0 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 0,0 0,0 0,0 NORDESTE PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 0,0 0,0 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 0,0 0,0 0,0 NORTE PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 0,0 0,0 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 0,0 0,0 0,0 ACRE/RONDONIA PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 0,0 0,0 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 0,0 0,0 0,0 MANAUS/MACAPÁ PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 0,0 0,0 PROB (Déficit > 1% Carga) 0,0 0,0 0,0 0,0 Tabela : Séries Históricas com Déficits de Energia 2013/2016 Séries com déficit SUDESTE/CENTRO-OESTE SUL NORDESTE NORTE AC/RO TMM A Tabela , a seguir, apresenta, 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. Vale observar apenas no ano de 2014 foi observado déficit, considerando o histórico de vazões. 56 / 141

57 Tabela : Déficits com Séries Históricas Ano 2014 OCORRÊNCIA SE/CO SUL NORDESTE NORTE AC/RO TMM Média dos Déficits (MWmed) 7, Média dos Déficits (% da Carga) 0,02% Maior Déficit Anual (MWmed) 585, Maior Déficit Anual (% da Carga) 1,47% Série de Maior Déficit Para o ano de 2014, os subsistemas Sul, Nordeste, Norte, Acre/Rondônia e Manaus/Macapá não apresentariam déficit em nenhuma série do histórico; o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresentou montantes de déficits anuais máximos de 585,2 MWmed (1,47% da carga do Sudeste/Centro-Oeste). Em resumo, as análises indicam que eventuais déficits estariam associados à repetição de séries hidrológicas do período crítico do SIN (1953/1956), no ano de Os montantes 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. 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 regra do atual modelo institucional (100% de 57 / 141

58 MWméd 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 2012, 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 agosto/2012, conforme reunião do DMSE realizada no dia 18/07/2012. 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, Carioba, Brasília, Cuiabá, Roberto Silveira e Nutepa). A Figura , a seguir, permite visualizar a evolução da oferta estática de energia do SIN e da carga própria projetada para o horizonte 2013/2016. Figura : Evolução da Oferta Estática e da Carga 2013/2016 (MWmed) Oferta de geração Carga Obs.: A oferta considera a interligação do Sistema Manaus/Macapá ao SIN a partir de julho/2013. A Figura , 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 2011, para o CR. 58 / 141

59 (MWmed) Figura : Balanço de Energia (MWmed) Cenário de Referência SIN SIN SIN SIN NE AC/RO NE AC/RO NE AC/RO NE N AC/RO N N N SE/CO SUL SE/CO SUL M/M SE/CO SUL M/M SE/CO SUL M/M Obs; (1) O Sistema Manaus/Macapá é integrado ao SIN a partir de julho/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 Sul e Manaus/Macapá balanço negativo ao longo de todo horizonte, enquanto o subsistema Sudeste/C. Oeste a partir do ano de A Tabela , a seguir, apresenta os detalhes do balanço estático para o SIN, considerando o Cenário de Referência. Como já comentado, existem sobras em todo o horizonte, que evoluem de aproximadamente MWmed, em 2013, a MWmed em / 141

60 Tabela : Balanço Estático de Energia para o SIN (MWmed) - CR SIN - OFERTA PEN agosto - (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 e pela disponibilidade média para UHE. A importação de energia se refere a parcela de 50 Hz da UHE Itaipu. A Tabela , a seguir, detalha o balanço estático de energia do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que indica déficits a partir de 2014, atingindo aproximadamente MWmed em Tabela : Balanço Estático de Energia para o SE/CO (MWmed) - CR SE/CO - OFERTA PEN agosto - (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs IMPORTAÇÃO DE ENERGIA OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO (258) (1.343) (2.250) (2.222) LER (1º, 2º, 3º e 4º) BALANÇO COM LER 8 (1.017) (1.905) (1.877) Obs.: Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas. As usinas sem garantia física foram consideradas pela sua disponibilidade máxima para UTE e pela disponibilidade média para UHE. A importação de energia se refere a parcela de 50 Hz da UHE Itaipu. 60 / 141

61 Destaca-se que a oferta disponível no subsistema Madeira (UHE Santo Antônio e Jirau, vendidas nos leilões estruturantes ocorridos em 2007 e 2008, respectivamente) está considerada no balanço estático de energia do subsistema Acre/Rondônia, apresentado na Tabela , a seguir. Tabela : Balanço Estático de Energia para o AC/RO (MWmed) - CR AC/RO - OFERTA PEN agosto - (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 e pela disponibilidade média para UHE. No caso de balanço estático conjunto dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia, seriam indicadas sobras de energia contratada em todo o período 2013/2016. Para o subsistema Sul a Tabela , a seguir, mostra, como já comentado, que existem déficits de energia contratada em todos os anos do horizonte. 61 / 141

62 Tabela : Balanço Estático de Energia para o Sul (MWmed) - Cenário de Referência SUL - OFERTA PEN agosto - (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO (1.148) (1.300) (1.598) (1.727) LER (1º, 2º, 3º e 4º) BALANÇO COM LER (1.094) (1.213) (1.482) (1.611) Obs.: Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas. As usinas sem garantia física foram consideradas pela sua disponibilidade máxima para UTE e pela disponibilidade média para UHE. A Tabela , a seguir, detalha o balanço estático de energia do subsistema Nordeste. Observam-se sobras em todos os anos do horizonte, evoluindo de aproximadamente MWmed em 2013 a MWmed em Tabela : Balanço Estático de Energia para o NE (MWmed) - CR NE - OFERTA PEN agosto - (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 e pela disponibilidade média para UHE. 62 / 141

63 Para o subsistema Norte a Tabela , a seguir, mostra, como já comentado, que existem sobras de energia em todos os anos do horizonte. Tabela : Balanço Estático de Energia para o Norte (MWmed) - CR NORTE - OFERTA PEN agosto - (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 e pela disponibilidade média para UHE. Destaca-se que a oferta disponível com a interligação Tucuruí-Manaus- Macapá (UHE Balbina e Coaracy Nunes, Ferreira Gomes e Santo Antônio do Jari, além das UTE Aparecida B1 e B2, Jaraqui, Manauara, Mauá B3, Ponta Negra, Santana W e Tambaqui) está considerada no balanço estático de energia no subsistema Manaus-Macapá, apresentado na Tabela , a seguir. 63 / 141

64 Tabela : Balanço Estático de Energia para Manaus-Macapá (MWmed) - CR TMM - OFERTA PEN agosto - (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO (217) (394) (132) (167) LER (1º, 2º, 3º e 4º) BALANÇO COM LER (217) (394) (132) (167) Obs.: Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas. As usinas sem garantia física foram consideradas pela sua disponibilidade máxima para UTE e pela disponibilidade média para UHE. Assim como no caso do balanço estático conjunto dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Acre/Rondônia, 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 2013 e 2016, 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. 64 / 141

65 A Figura , 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 em período sazonal que requer intenso deplecionamento dos reservatórios desse subsistema. Figura : Balanço Estático de Energia do Subsistema Sul (MWmed) Carga Importação ~ ~ Ger não simuladas ~ GT GH (MWmed) Carga GTmax Intercâmbio Não simuladas ENA necessária* % MLT 29% 31% 35% 39% * 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 a indisponibilidade da LT 500 kv C2 Ibiuna-Bateias (limite MW rede completa a partir da entrada da LT Foz Cascavel do Oeste em dez/11) 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, a partir de 2015 poderá haver dificuldades no atendimento à carga dessa região. Mesmo em anos anteriores, 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. 65 / 141

66 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 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 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), 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 balanço abrange os anos de 2014 a 2016, período em que ocorre crescimento significativo da capacidade instalada 66 / 141

67 termoelétrica e eólica local. O diagrama apresentado na Figura , a seguir, resume as premissas e considerações adotadas. Figura : 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 estão apresentados na Figura , a seguir, e mostram que para os anos de 2014, 2015 e 2016, a geração térmica disponível no subsistema Nordeste não é totalmente alocável em nenhum dos patamares de carga, considerando-se restrição de vazão mínima de m 3 /s ou m 3 /s. Nos anos de 2012 e 2013 não são observadas restrições para alocação da geração térmica do subsistema Nordeste. 67 / 141

68 MWméd Figura : Geração Geração Térmica Térmica Não não Alocável alocável no no NE subsistema (MWmed) Nordeste Patamar de carga: Pesada Média Leve m³/s m³/s m³/s m³/s m³/s 1.100m³/s X m³/s = hipótese de restrição de vazão mínima em Sobradinho Observa-se na Figura , anterior, uma pequena tendência de redução da geração térmica não alocável com decorrer dos anos em função do acréscimo da carga a ser atendida. Não obstante, se fazem necessárias articulações com o MME/CMSE ANEEL, MMA ANA e Comitê da Bacia do rio São Francisco no sentido de viabilizar menores requisitos de vazão mínima na calha do rio São Francisco. A título de sensibilidade, a Figura , a seguir, apresenta a geração térmica não alocável no subsistema Nordeste caso não houvesse expansão de fonte eólica prevista para o horizonte 2012/ / 141

69 MWméd Figura : Geração Térmica Não Alocável no NE sem as usinas eólicas (MWmed) Geração Térmica não alocável no subsistema Nordeste Patamar de carga: Pesada Média Leve m³/s m³/s 1.300m³/s m³/s m³/s 1.100m³/s X m³/s = hipótese de restrição de vazão mínima em Sobradinho 5.3 Balanço Estático de Demanda Máxima O Balanço Estático de Demanda Máxima do SIN apresentado neste PEN 2012 tem como objetivo avaliar às condições de atendimento à demanda máxima considerando-se um horizonte de análise dividido em dois períodos: período conjuntural 2012/2013, com o objetivo de aproximar as análises às condições eletroenergéticas conjunturais ao qual o SIN está sujeito; e período estrutural 2014/2016, com o objetivo de efetuar-se uma avaliação de cunho mais estratégico. Destaca-se que foi considerada a demanda máxima prevista em cada mês do horizonte de estudo, independente do horário/patamar de carga de ocorrência, de forma que as avaliações aqui realizadas estejam aderentes às condições e perfis de carga efetivamente verificados no SIN recentemente. De forma simplificada, as avaliações efetuam comparações entre a demanda máxima (com e sem a reserva operativa), com as seguintes disponibilidades de oferta de ponta: 69 / 141

70 geração hidráulica com perdas por deplecionamento e PCHs; geração hidráulica com perdas por deplecionamento, geração térmica, BIOs e UEEs; geração hidráulica com perdas por deplecionamento, geração térmica sem a disponibilidade das usinas à óleo, PCHs, BIOs e UEEs; e oferta total disponível, incluindo toda a geração térmica planejada para esse horizonte. As simulações foram divididas em um cenário base e um cenário de sensibilidade, explorando-se diferentes situações de oferta de geração termoelétrica, como descrito a seguir: Cenário base (inflexibilidade): Disponibilidade de geração térmica limitada aos valores de inflexibilidades declarados pelos geradores térmicos e aqueles necessários por razões elétricas (da ordem de MW no período conjuntural e MW no período estrutural). Neste caso não há consideração adicional de manutenções explícitas nem de taxas de indisponibilidade forçada e/ou programada, por se tratar de uma situação conservadora; Cenário de sensibilidade (despacho por ordem de mérito): Disponibilidade de geração térmica aderente ao despacho esperado por ordem de mérito verificado na simulação do modelo NEWAVE para atendimento energético. Para este fim, foi considerado um despacho médio ao longo do período de estudo, para cada mês do ano e subsistema associado, resultante da simulação do cenário de referência - CR deste PEN Ressalta-se que o despacho resultante da simulação respeita as manutenções explícitas e as taxas de indisponibilidade forçada e/ou programada. Os valores totais de disponibilidade deste cenário também incluem as inflexibilidades declaradas e aquelas necessárias por razões elétricas. 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 Nordeste-Norte, em função do esgotamento de capacidade de transferência de ponta pela interligação Norte/Sul no período chuvoso (janeiro a maio), que estão apresentadas nos Itens e / 141

71 No Volume II Relatório Complementar do PEN 2012 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 do SIN estão relacionadas a seguir: Requisitos de demanda máxima previstos pelo em conjunto com a EPE/MME (maiores detalhes no Anexo II Projeções de Carga); Consideração de reserva operativa de potência, 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 em dois cenários (inflexibilidade ou despacho por ordem de mérito); 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 internas na malha de transmissão 440 kv do SE/CO, com valores escalonados no tempo, em função da previsão da entrada em operação de compensação reativa nesta rede: - avaliação conjuntural: MW, de novembro/2012 a abril/2013 e de novembro/2013 a dezembro/ avaliação estrutural: MW, de novembro/2014 a abril/2015, MW, de novembro/2015 a abril/2016 e 800 MW, de novembro/2016 a dezembro/2016. 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 Para as usinas do subsistema Madeira (UHEs Santo Antônio e Jirau) foi adotada uma série hidrológica crítica no período julho-dezembro (ano de 1938), apenas para a avaliação conjuntural (2012/2013). 71 / 141

72 Como ilustração da influência da sazonalidade das vazões sobre a disponibilidade citada anteriormente, as Figuras e , a seguir, apresentam a evolução da capacidade instalada e a disponibilidade hidráulica para as UHE Jirau e Santo Antônio, onde observa-se 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 apresenta um resumo com os valores médios semestrais de disponibilidade hidráulica utilizados nos estudos. Figura : Evolução da capacidade instalada x disponibilidade hidráulica - UHE Jirau Comparação da Capacidade Instalada e Disponibilidade Hidráulica MW UHE Jirau Evolução da Capacidade Instalada Disponibilidade Hidráulica 72 / 141

73 Figura : Evolução da capacidade instalada x disponibilidade hidráulica - UHE Santo Antônio Comparação da Capacidade Instalada e Disponibilidade Hidráulica UHE Santo Antônio MW Evolução da Capacidade Instalada Disponibilidade Hidráulica Tabela : 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 º sem 1º sem 1º sem 1º sem 1º sem º sem 2º sem 2º sem 2º sem 2º sem Obs: Os valores semestrais respeitam os cronogramas de entrada em operação previstos para cada UHE. Perdas por deplecionamento por subsistema estimadas nos níveis de armazenamento oriundos da aplicação de uma simulação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP e da consideração das curvas plurianuais de aversão ao risco - CAR 5. Para os subsistemas Acre/Rondônia e Manaus/Macapá foram utilizados os mesmos níveis de armazenamento dos subsistemas SE/CO e Norte, respectivamente. 73 / 141

74 A função de deplecionamento foi aplicada, nos dois primeiros anos, aos valores de armazenamentos resultantes da aplicação dos POCP, com base nas informações do PMO de maio/2012. Para os demais anos (2014 a 2016), foi empregada a base das CAR 5. 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 reavaliada neste PEN 2012 de forma a adaptar-se, no que for pertinente, à modelagem adotada para a disponibilidade de energia, conforme diretrizes das Resoluções Normativas ANEEL nº 440/2011, de 5 de julho de 2011, e nº 476/2012, de 13 de março de 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 (2007/2011). 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. 74 / 141

75 MW Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima do SIN Cenário Base Para o Cenário Base (inflexibilidade), a avaliação conjuntural (período ) apresentou os seguintes resultados, mostrados nas Figuras e , a seguir. Figura : Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) SIN 2012/2013 Cenário Base Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total) Capacidade Efetiva (Hidro + GT sem Óleo) GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação Disponibilidade de Potência com GT Máxima Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Demanda Máxima (Sem Reserva Operativa) Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica MESES Observa-se que a disponibilidade de potência considerando apenas a geração térmica inflexível é insuficiente para atender a demanda máxima, com a reserva operativa, no período de novembro de 2012 a abril de 2013, e nos meses de outubro a dezembro de 2013, o que irá exigir um adicional de geração térmica além da inflexibilidade em valores máximos da ordem de MW, em média, conforme se observa na Figura , a seguir. Essas gerações adicionais, no entanto, são inferiores à disponibilidade de potência quando se considera todo o parque térmico sem a disponibilidade de geração a óleo, o que significa que não há necessidade do uso de geração térmica a óleo. 75 / 141

76 MW ago-12 set-12 out-12 nov-12 dez-12 jan-13 fev-13 mar-13 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 out-13 nov-13 dez-13 Figura : Inflexibilidade x Geração Térmica Adicional (MW) SIN 2012/2013 Cenário Base (*) Despacho complementar médio - MW (*) MW (*) MW MW Inflexibilidade Geração Térmica Adicional A Figura , a seguir, apresenta a mesma análise para o período denominado estrutural (2014/2016), onde se observa uma necessidade maior de geração térmica além da inflexibilidade, atingindo montantes de até MW, em média, conforme se observa na Figura , também a seguir. Figura : Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) SIN 2014/2016 Cenário Base Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total) Capacidade Efetiva (Hidro + GT sem Óleo) GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação Disponibilidade de Potência com GT Máxima Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Demanda Máxima (Sem Reserva Operativa) Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica MESES 76 / 141

77 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 Figura : Inflexibilidade x Geração Térmica Adicional (MW) SIN 2014/2016 Cenário Base (*) Despacho complementar médio - MW (*) MW (*) MW (*) MW (*) MW MW Inflexibilidade Geração Térmica Adicional Portanto, embora se observe que a demanda máxima do SIN poderá ser atendida com folga durante todo o horizonte 2012/2016, sem expectativas de uso da reserva operativa do SIN, fica evidente, pelas análises realizadas, que esta demanda máxima terá que ser atendida, em vários meses do período analisado, com geração térmica acima das inflexibilidades declaradas sem, no entanto, a necessidade do uso de geração térmica a óleo, conforme mostrado na Figura 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. 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 2015, que evolui a MW a partir de 2016, sendo esta geração hidráulica considerada como abatimento da demanda a ser atendida. A Figura , a seguir, apresenta os resultados dessa análise. 77 / 141

78 MW Figura : Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) SIN 2015/2016 Cenário Base - análise adicional com poços Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total) GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação Disponibilidade de Potência com GT Máxima Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) (*) Folga para atender à ponta com térmica Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Abatida da Injeção de Poços Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica (*) MESES Observa-se, portanto, que a utilização de poços em UHEs existentes, no período 2015/2016, reduziria grande parte da necessidade de geração térmica além das inflexibilidades. Apenas em 2015, seria necessária a geração térmica adicional, acima da inflexibilidade, atingindo montantes da ordem de MW. Ressalta-se que as avaliações do Cenário Base já consideram as 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, ocasionada pela restrição de variação de defluência diária Cenário de Sensibilidade Para o Cenário de Sensibilidade (despacho por ordem de mérito), a avaliação conjuntural (período ) apresentou os seguintes resultados, mostrados na Figura , a seguir. 78 / 141

79 MW Figura : Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) SIN 2012/2013 Cenário de Sensibilidade Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total) Capacidade Efetiva (Hidro + GT sem Óleo) Disponibilidade de Potência com GT Máxima Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Demanda Máxima (Sem Reserva Operativa) Disponibilidade de Potência com GT Desp. Ordem de Mérito Oferta Hidráulica MESES A análise das condições de atendimento ao SIN para o período 2012/2013, considerando o Cenário de Sensibilidade - despacho das UTE por ordem de mérito - mostra que todas as eventuais necessidades de geração térmica acima da inflexibilidade identificadas na avaliação do Cenário Base já estariam atendidas por necessidade energética, pois a disponibilidade com geração térmica despachada por ordem de mérito é bastante superior à demanda máxima. A avaliação estrutural (período 2014/2016) apresentou os seguintes resultados, mostrados na Figura , a seguir. 79 / 141

80 MW Figura : Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) SIN 2014/2016 Cenário de Sensibilidade Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total) Capacidade Efetiva (Hidro + GT sem Óleo) Disponibilidade de Potência com GT Máxima Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Demanda Máxima (Sem Reserva Operativa) Disponibilidade de Potência com GT Desp. Ordem de Mérito Oferta Hidráulica GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação MESES A análise das condições de atendimento ao SIN para o período 2014/2016, considerando o Cenário de Sensibilidade - despacho das UTE por ordem de mérito - indica uma significativa redução das necessidades de geração térmica adicional para atendimento à demanda máxima quando comparado ao Cenário Base. Entretanto, ainda seria necessária geração térmica adicional acima do despacho por ordem de mérito em alguns meses, com valores bastante inferiores àqueles encontrados anteriormente. Em 2015 e 2016, o valor máximo de geração adicional atingiria montantes de até MW, em média, no período outubro/dezembro de cada ano. Neste cenário, onde o despacho por ordem de mérito é considerado como oferta termoelétrica, a análise da utilização de poços nas UHE existentes, com um recurso adicional de MW em 2015, que evolui a MW a partir de 2016, indica que este recurso supriria as necessidades de geração adicional relatadas anteriormente. 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. Ressalta-se que as avaliações do Cenário de Sensibilidade já consideram as restrições operativas da UHE Xingó, que em situações críticas, por motivos 80 / 141

81 ambientais, apresentam uma redução de aproximadamente 500 MW de geração no período novembro/abril, ocasionada pela restrição de variação de defluência diária 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 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 , 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 : Atendimento à Demanda Máxima dos subsistemas-sudeste/c.oeste-sul (MW) Período Chuvoso (Jan/mai) MW (*) (*) Considera geração de Lajeado + P. Angical + Cana Brava + Serra da Mesa + São Salvador 81 / 141

82 MW Cenário Base A avaliação do Sudeste/C.Oeste-Sul, para o período conjuntural, indica um comportamento similar ao mostrado para o SIN, conforme observa-se na Figura , a seguir. Figura : Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) SE/CO-SUL 2012/2013 Cenário Base Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total) Capacidade Efetiva (Hidro + GT sem Óleo) (*) Folga para atender à ponta com térmica (*) GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação Disponibilidade de Potência com GT Máxima Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Demanda Máxima (Sem Reserva Operativa) Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica MESES Observa-se que a disponibilidade de potência considerando apenas a geração térmica inflexível é insuficiente para atender a demanda máxima, com a reserva operativa, no mês de agosto de 2012 e nos períodos de outubro de 2012 a abril de 2013 e de agosto a dezembro de 2013, 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, será exigido um adicional de geração térmica além da inflexibilidade em valores máximos da ordem de MW, em média, conforme se observa na Figura , a seguir. Essas gerações adicionais, no entanto, são inferiores à disponibilidade de potência quando se considera todo o parque térmico sem a disponibilidade de geração a óleo, o que significa que não há necessidade do uso de geração térmica a óleo. 82 / 141

83 ago-12 set-12 out-12 nov-12 dez-12 jan-13 fev-13 mar-13 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 out-13 nov-13 dez-13 Figura : Inflexibilidade x Geração Térmica Adicional (MW) SE/CO-SUL 2012/2013 Cenário Base (*) Despacho complementar médio - MW (*) MW (*) 871 MW MW MW Inflexibilidade Geração Térmica Adicional Para a avaliação estrutural, conforme mostrado nas Figuras e , a seguir, observa-se que em outubro e novembro de 2016 a geração térmica total necessária para atendimento à demanda máxima dos subsistemas Sudeste/C.Oeste-Sul aproxima-se bastante da disponibilidade térmica destes sistemas, sem a geração a óleo, mais cara. Destaca-se que esta situação é em parte influenciada pela redução de disponibilidade das usinas a fio d água, em especial no rio madeira (UHEs Jirau e Santo Antônio) no 2º semestre de cada ano. 83 / 141

84 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 MW Figura : Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) SE/CO-SUL 2014/2016 Cenário Base Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total) Capacidade Efetiva (Hidro + GT sem Óleo) (*) Folga para atender à ponta com térmica (*) GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação Disponibilidade de Potência com GT Máxima Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Demanda Máxima (Sem Reserva Operativa) Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica MESES Observa-se uma necessidade maior de geração térmica além da inflexibilidade, atingindo montantes de até MW, em média, conforme mostrado na Figura , a seguir. Figura : Inflexibilidade x Geração Térmica Adicional (MW) SE/CO-SUL 2014/2016 Cenário Base (*) Despacho complementar médio - MW MW (*) MW (*) MW (*) 2.741MW (*) MW Inflexibilidade Disponibilidade GT Total (SE/CO-SUL) Geração Térmica Adicional Disponibilidade GT Sem Óleo (SE/CO-SUL) 84 / 141

85 MW Destaca-se que esta situação é em parte influenciada pela redução de disponibilidade das usinas a fio d água, em especial no rio madeira (UHE Jirau e Santo Antônio) no 2º semestre de cada ano. Em função do descrito anteriormente, nestes subsistemas observa-se situações próximas ao esgotamento da capacidade de geração térmica. É importante destacar ainda 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. A utilização de poços em UHEs existentes, com recurso adicional de MW em 2015, que evolui a MW a partir de 2016, reduziria grande parte da necessidade de geração térmica além das inflexibilidades no período 2015/2016, conforme pode ser observado na Figura , a seguir. Figura : Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) SE/CO-SUL 2015/2016 Cenário Base - análise adicional com poços Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total) GT Complementar p/ atendimento à ponta aumento do custo de operação Disponibilidade de Potência com GT Máxima Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) Abatida da Injeção de Poços Disponibilidade de Potência com GT Inflexível Oferta Hidráulica MESES Ressalta-se que as avaliações do Cenário Base já consideram as 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, ocasionada pela restrição de variação de defluência diária. 85 / 141