Avaliação do Atendimento Energético 2007 / 2011 Reunião ABRAGE Brasília 30 de agosto de 2007 Hermes J. Chipp Diretor Geral
2 Estrutura da Apresentação 1. Objetivo 2. Sistemática de Avaliação 3. Atendimento 2007/2011 PEN 2007 4. Cenários Avaliados 5. Resultados 6. Conclusões e Recomendações
3 Objetivo Avaliar as condições de atendimento energético em horizonte de 5 anos Período requerido para que, sob a visão do ONS, possam ser tomadas decisões de antecipação e/ou implantação de Geração e Transmissão pelo MME/CMSE EPE, para aumentar a margem de segurança da operação.
4 Sistemática de Avaliação Foco em 2007 e 2008 Foco de 2009 a 2011 Curto Prazo Médio Prazo 1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano Os níveis de armazenamento e as afluências aos reservatórios são determinantes para a segurança do atendimento A expansão da Geração e Transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento. Para superar estiagens deve se utilizar estratégias especiais de operação Propostas ao MME/CMSE - EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança
Estratégia de Operação Visando a Segurança do Atendimento para os dois primeiros anos Curto Prazo (foco em 2007 e 2008) 5 Estabelecimento de Nível Meta de Armazenamento ao final do período seco do 1º ano (novembro), para garantir o atendimento no 2º ano, considerando o pior período úmido do histórico (dez/1º ano abr/2º ano). Para atingir o Nível Meta de Armazenamento poderá ser necessária a utilização antecipada de geração térmica e/ou elevação de intercâmbios entre subsistemas
6 Proposta do ONS de Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual Curto Prazo Nível verificado Final Fev Afluência no Período Seco No período mar/nov, caso necessário, serão adotados procedimentos operativos intercâmbios entre subsistemas e antecipação de geração térmica para atingir o nível meta desejado em novembro do 1º ano buscando o aumento da garantia do atendimento no 2º ano. Nível Meta (%EAR) N1 N2 N3 Afluência selecionada para critério de segurança desejado Dez/Abr Pior do histórico 2º pior do histórico CAR NSPU Jan/1ºAno Verificado Final Jan Afluência Selecionada para Critério de Segurança Desejado Afluência CAR NSPS 10% Fev/1ºAno Nov/1ºAno Abr/2ºAno Nov/2ºAno
7 Níveis Meta SE/CO e NE Nível Meta (%EAR) Afluência Dez/Abr Região SE/CO 55% 38% Pior do histórico 70 / 71 (48%MLT) CAR (62%MLT) 3º pior histórico Região NE 42% 28% Pior do histórico 70 / 71 (43%MLT) CAR (53%MLT) 3º pior histórico SE/CO 42,0% NE 48,0% SE/CO Afluência CAR 72%MLT 10% NE 53%MLT Fev/07 Jul/07 Nov/07 Abr/08 Nov/08
8 Fase 1 Estudo prospectivo 90% Armazenamento 80% 70% 60% 50% 40% 30% FIM DO PROCESSO NÍVEL META SITUAÇÃO 1 Armazenamento igual ou superior ao Nível Meta. FIM DO PROCESSO 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov 90% SITUAÇÃO 2 Armazenamento é inferior ao Nível Meta. Armazenamento 80% 70% 60% 50% PASSA PARA FASE 2 40% 30% PASSAR À FASE 2 NÍVEL META 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov
9 Fase 2 Determinação do Nível de Segurança 90% Nível de segurança (final do mês do PMO) Otimização determinística com afluência conservadora verossímil, com DECOMP, restrição de Nível Meta 80% (com conhecimento do futuro) Armazenamento 70% 60% 50% Nível inicial do PMO Nível Meta 40% 30% Mês do PMO 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov
10 Fase 3 Aplicação do Nível de Segurança Semanalmente, compara-se os armazenamentos ao final do mês, no PMO e suas revisões, com os Níveis de Segurança mensais. 90% 80% PMO e Revisões : EAR ao final do mês no PMO fica acima do Nível de Segurança Nível de segurança Armazenamento 70% 60% 50% 40% Mês do PMO FIM DO PROCESSO 30% Nível Meta 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov
11 Fase 3 Aplicação do Nível de Segurança Semanalmente, compara-se os armazenamentos ao final do mês, no PMO e suas revisões, com os Níveis de Segurança mensais. 90% 80% PMO e Revisões : EAR ao final do mês no PMO fica abaixo do Nível de Segurança Nível de segurança Armazenamento 70% 60% 50% 40% 30% Mês do PMO Indicação de ajuste de intercâmbio e geração térmica adicional (automaticamente com DECOMP) Nível Meta 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov
12 Fase 3 Aplicação do Nível de Segurança Esta decisão fica condicionada à probabilidade do armazenamento se manter abaixo do Nível de Segurança no segundo mês (afluências estocásticas) 90% 80% PMO e Revisões: EAR ao final do mês no PMO fica abaixo do Nível de Segurança Nível de segurança Armazenamento 70% 60% 50% 40% 30% Mês do PMO Se pelo menos 50% dos cenários ficam abaixo do Nível de Segurança, é mantida a decisão Indicação de ajuste de intercâmbio e geração térmica adicional (automaticamente com DECOMP) Nível Meta 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov
13 Aplicação dos Procedimentos de Segurança Nível Previsto 72,7% EAR (%) 31/8 EAR (%) 30/11 Nível de Segurança 69% 58% Nível Meta (%EAR) 55% 38% Afluência Dez/Abr Pior do histórico 70 / 71 (48%MLT) CAR (62%MLT) 3º pior histórico Região SE EAR (%) 31/8 EAR (%) 30/11 Nível Previsto 66,0% Nível de Segurança 65% 56% Nível Meta (%EAR) 42% 28% Afluência Dez/Abr Pior do histórico 70 / 71 (43%MLT) CAR (53%MLT) 3º pior histórico Região NE Os níveis de segurança em 31/08 foram obtidos para as afluências conservadoras verossímeis no período ago - nov, de 82% da MLT e 84% da MLT, respectivamente, nas regiões Sudeste e Nordeste. Com base nos níveis previstos para 31/08, pode-se afirmar que em 2007 não haverá necessidade de se recorrer à geração térmica adicional para atingir o nível de segurança associado à hipótese de ocorrência da pior afluência do histórico no período dez/07 a abr/08.
14 Atendimento 2009 / 2011 Médio Prazo Com base nos resultados dos riscos de déficit poderão ser propostas ao MME / CMSE - EPE antecipação e/ou implantação de oferta adicional de Geração e Transmissão para aumentar a segurança do atendimento.
15 Premissas de Carga Elaboradas pela EPE em conjunto com o ONS Trajetória Inferior PDEE 2007-2016 2007 2008 2009 2010 2011 MWmed 50.977 53.586 55.962 58.623 61.180 Crescimento 5,4% 5,0% 4,9% 4,8% 4,4% 2007 2011: PIB de 4% e taxa de crescimento média anual de 4,9% da carga Trajetória Superior PDEE 2007-2016 MWmed Crescimento 2007 51.245 6,0% 2008 54.171 5,6% 2009 56.900 5,5% 2010 59.963 5,4% 2011 62.942 5,0% 2007 2011: PIB de 4,8% e taxa de crescimento média anual de 5,5% da carga
16 Premissas de Oferta Concretização do cronograma de obras definido pelo CMSE / MME para julho de 2007, considerando o Termo de Compromisso TC da Petrobrás para disponibilidade de gás natural e a oferta dos Leilões de Energia Nova LEN: 1º Leilão 2005 entrega 2008/ 2009/ 2010 1.969,3 MW 2º Leilão 2006 entrega 2009 1.383,8 MW 3º Leilão 2006 entrega 2011 1.569,6 MW 1º Leilão Fonte Alternativa 2007 entrega 2010 638 MW 4º Leilão 2007 entrega 2010 1.782 MW O Leilão de A-3 de 2008, com produtos para entrega em 2011, também contribuirá com acréscimo de nova oferta no período 2007 2011 Total dos Leilões : 7.343 MW
17 Premissas de Oferta Recomposição da oferta de gás natural para GT, através do aumento da produção de gás, da infraestrutura de gasodutos, implantação de projetos de GNL e conversão de UTEs a gás natural para operação bi-combustível (TC Petrobrás ANEEL). Nº Subsistema Eventos Marco 1 SE/CO Aumento da produção do ES e gasoduto Cabiúnas-Vitória 1º Sem. 2008 2 SE/CO GNL no SE (Rio de Janeiro) (*) 1º Sem. 2009 3 SE/CO GASBEL 2º Sem. 2009 4 NE Contratação de Backup 2º Sem. 2007 5 NE GNL no NE (Pecém) Abril 2008 6 NE Obras de interligação (NE Meridional com NE Setentrional) 2º Sem. 2008 7 NE GASENE 1º Sem. 2009 8 S Compressão adicional no gasoduto Paulínia-Araucária 1º Sem. 2010 9 S-SE/CO Deslocamento de GN do Sul para o Sudeste 1º Sem. 2008 (*) O TC considera a operação da UTE Piratininga 3,4 com óleo
18 Disponibilidade de Energia à GN incluindo TC (MWmed) Sudeste/Centro-Oeste jul-2007 jan-2008 jul-2008 jan-2009 jul-2009 jan-2010 jul-2010 jan-2011 jul-2011 CCBS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 183,9 183,9 183,9 Eletrobolt 25,5 24,7 9 164,8 239,5 2 314,7 314,7 314,7 314,7 314,7 Ibiritermo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3 199,3 199,3 199,3 199,3 Juiz de Fora 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 Norte Fluminense 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 Nova Piratininga 0,0 0,0 0,0 0,0 2 245,3 245,3 347,8 347,8 347,8 Piratininga 1 e 2 0,0 76,9 9 153,7 153,7 0,0 0,0 133,0 133,0 133,0 Piratininga 3 e 4 0,0 0,0 0,0 140,3 2 228,0 228,0 228,0 228,0 228,0 Termomacaé 0,0 0,0 1 850,2 850,2 850,2 850,2 850,2 846,3 846,3 Termorio 409,3 394,6 394,6 455,2 965,5 963,2 963,2 963,2 963,2 2 Três Lagoas 190,7 182,0 0,0 0,0 182,7 182,7 182,7 182,7 182,7 SUB-TOTAL 1.433,1 1.485,9 2.370,9 2.646,4 3.593,9 3.790,9 4.210,3 4.206,4 4.206,4 Sul jul-2007 jan-2008 jul-2008 jan-2009 jul-2009 jan-2010 jul-2010 jan-2011 jul-2011 Araucária 458,2 433,3 217,5 217,5 217,5 217,5 433,3 433,3 433,3 9 8 Canoas 0,0 70,1 140,2 140,2 140,2 140,2 140,2 140,2 140,2 SUB-TOTAL 458,2 503,4 357,7 357,7 357,7 357,7 573,5 573,5 573,5 Nordeste jul-2007 jan-2008 jul-2008 jan-2009 jul-2009 jan-2010 jul-2010 jan-2011 jul-2011 FAFEN 119,3 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 5 Fortaleza 0,0 0,0 157,2 314,2 314,2 314,2 314,2 314,2 314,2 Termobahia 90,6 90,6 90,6 6 141,5 141,5 141,5 141,5 141,5 141,5 Termoceará 0,0 0,0 103,6 209,2 208,7 211,1 211,1 211,1 211,1 5 Termopernambuco 94,7 0,0 164,8 164,8 7 457,2 457,2 457,2 457,2 457,2 Vale do Açu 0,0 0,0 131,0 262,2 262,2 262,2 262,2 262,2 262,2 5 SUB-TOTAL - 1 304,6 204,2 760,8 1.205,6 1.497,3 1.499,8 1.499,8 1.499,8 1.499,8 Bahia I 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,2 7,2 Termocabo 4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Petrolina 0,0 0,0 0,0 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5 SUB-TOTAL - 2 0,0 0,0 0,0 115,5 115,5 115,5 115,5 122,7 122,7 SUB-TOTAL SIN 2.195,9 2.193,5 3.489,4 4.325,1 5.564,3 5.763,8 6.399,1 6.402,4 6.402,4 UTES GN FORA DO TC 800,9 791,1 755,0 827,3 827,3 827,3 827,3 827,3 827,3 TOTAL SIN 2.996,8 2.984,6 4.244,3 5.152,4 6.391,6 6.591,1 7.226,4 7.229,7 7.229,7 Usinas Backup Eventos relacionados ao aumento de oferta de GN
Disponibilidade de Energia à GN incluindo TC (MWmed) 19
20 Evolução da Potência Instalada MW Sistema Interligado Nacional sem Acre- TIPO 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Hidráulica 65.773 68.001 68.231 69.048 70.665 72.172 Rondônia Térmica 11.183 11.332 12.333 14.854 17.624 17.830 Total sem Acre- Rondônia Nuclear 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 PROINFA - PCHs 132 326 1.184 1.191 1.191 1.191 PROINFA - PCTs 419 559 611 611 611 611 PROINFA - Eólicas 208 544 1.125 1.353 1.353 1.353 79.722 82.769 85.491 89.064 93.451 95.164 Acre-Rondônia Hidro e Termo 0 0 924 924 924 924 Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) 6.650 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 Itaipu 50 Hz (1) Compras Itaipu 6.150 6.455 6.080 6.043 6.005 5.965 Total 92.522 96.224 99.495 103.031 107.380 109.053 Valores em 31 de dezembro de cada ano (1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai
21 Acréscimo anual de Nova Oferta MW Sistema Interligado Nacional sem Acre- TIPO 2007 2008 2009 2010 2011 Total Hidráulica 2.228 230 817 1.617 1.507 6.399 Rondônia Térmica 149 1.001 2.521 2.770 206 6.647 Nuclear 0 0 0 0 0 0 PROINFA - PCHs 194 858 7 0 0 1.059 PROINFA - PCTs 140 52 0 0 0 192 PROINFA - Eólicas 336 581 228 0 0 1.145 Total 3.047 2.722 3.573 4.387 1.713 15.442 Acre-Rondônia Hidro e Termo 0 924 0 0 0 924 Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) 350 0 0 0 0 350 Itaipu 50 Hz (1) Compras Itaipu 305-375 -37-38 -40-185 Total 3.702 3.271 3.536 4.349 1.673 16.531 (1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai
22 Cenários Avaliados Cenários de Referência: Cenário 1: Considera Trajetória Inferior de Mercado PIB 4% Neste Cenário a oferta atende o princípio de contratação da totalidade do mercado. Cenário 2: Considera Trajetória Superior de Mercado PIB 4,8% Para o equilíbrio oferta demanda é necessário um acréscimo de oferta adicional de cerca de 1.400 MWmed em 2011 em relação ao Cenário 1 (Contratação em 2008 para entrega em 2011).
23 Cenários Avaliados Cenários de Sensibilidade: Cenário 3: Cenário 2 com atraso de 1 ano no TC Neste Cenário considerou-se o atraso de 1 ano no TC, o que representa reduções de disponibilidade de 700 MWmed em 2008, 2.000 MWmed em 2009, 1.000 MWmed em 2010 e 500 MWmed em 2011. Cenário 4: Cenário 2 com aumento da margem de segurança Neste Cenário considerou-se em 2011 oferta adicional na região Nordeste em relação ao Cenário 2 para aumentar a margem de segurança operativa (500 MW).
24 Riscos de Déficit - Cenário 1 (PIB 4,0%) SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011 Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit % 0,0 2,2 3,9 4,0 5,3 Déficit >1% da carga 0,0 1,7 3,4 3,3 4,0 Sul Qualquer déficit % 0,0 1,0 2,0 2,0 2,9 Déficit >1% da carga 0,0 0,7 1,5 1,5 2,2 Nordeste Qualquer déficit % 0,0 3,4 8,6 3,9 5,7 Déficit >1% da carga 0,0 2,6 2,7 1,2 2,1 Norte Qualquer déficit % 0,0 3,2 4,9 3,4 3,0 Déficit >1% da carga 0,0 2,6 3,6 2,7 2,7
25 Contextualização dos Déficits de Energia - Profundidade Déficits de profundidade menores do que 1% da carga em 2011: - NE : até 89 MWmédios 0,03% da capacidade de armazenamento -SE: até 378 MWmédios 0,14% da capacidade de armazenamento são evitados com procedimentos operativos de segurança elevação de intercâmbios inter-regionais e geração térmica adicional. Portanto, do ponto de vista da operação, não é adequada a consideração de déficits de profundidade de até 1% da carga.
26 Distribuição dos Déficits - Cenário 1 SE/CO em 2011 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 106 80 57 42 38 31 25 22 19 16 15 14 11 7 6 5 2 2 2 2 0 qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% >=13% >=14% >=15% >=16% >=17% >=18% >=19% >=20% NÚMERO DE SÉRIES Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 378 MWmed PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% MWmed 378 757 1135 1514 1892 2271 2649 3028 3406 3785
27 Distribuição dos Déficits - Cenário 1 Nordeste em 2011 140 120 113 Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit NÚMERO DE SÉRIES 100 80 60 40 20 0 41 22 16 11 7 6 6 5 5 4 0 qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 89 MWmed PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL
28 Riscos de Déficit - Cenário 2 (PIB 4,8%) Sem considerar leilão em 2008: 1.400 MWmédios em 2011 SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011 Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit % 0,0 2,7 4,5 4,8 7,3 Déficit >1% da carga 0,0 2,1 4,0 4,2 5,9 Sul Qualquer déficit % 0,0 1,0 3,4 3,1 4,6 Déficit >1% da carga 0,0 0,8 2,2 2,5 2,9 Nordeste Qualquer déficit % 0,0 6,6 8,4 4,1 7,5 Déficit >1% da carga 0,0 4,4 3,3 1,6 2,6 Norte Qualquer déficit % 0,0 6,0 5,9 3,6 4,8 Déficit >1% da carga 0,0 4,3 4,8 3,5 4,2
29 Riscos de Déficit - Cenário 2 (PIB 4,8%) Com equilíbrio de oferta 1.400 MWmédios em 2011 SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011 Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit % 0,0 2,6 4,8 5,3 6,0 Déficit >1% da carga 0,0 2,1 4,3 4,7 4,8 Sul Qualquer déficit % 0,0 1,1 3,8 2,8 4,3 Déficit >1% da carga 0,0 0,8 2,2 2,0 2,9 Nordeste Qualquer déficit % 0,0 5,1 8,4 4,2 5,9 Déficit >1% da carga 0,0 3,6 3,2 1,7 2,4 Norte Qualquer déficit % 0,0 5,7 5,2 4,1 4,0 Déficit >1% da carga 0,0 4,3 4,2 3,6 3,4
30 Distribuição dos Déficits - Cenário 2 SE/CO em 2011 Com 1400 MWmed em 2011 140 130 120 120 Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 95 77 59 41 37 32 26 20 17 17 14 12 10 10 6 3 2 2 2 0 0 qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% >=13% >=14% >=15% >=16% >=17% >=18% >=19% NÚMERO DE SÉRIES Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 391 MWmed PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% MWmed 391 781 1172 1563 1953 2344 2735 3126 3516 3907
31 Distribuição dos Déficits - Cenário 2 Nordeste em 2011 130 120 117 110 100 90 80 Com 1400 MWmed em 2011 Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit 70 60 Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 91 MWmed 50 40 30 20 10 47 31 20 12 7 6 6 5 4 2 1 0 0 qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% NÚMERO DE SÉRIES PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL
32 Riscos de Déficit Cenário C3 (Atraso de 1 ano do TC) SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011 Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit % 0,0 3,2 6,2 6,9 7,3 Déficit >1% da carga 0,0 2,5 5,3 6,0 6,5 Sul Qualquer déficit % 0,0 1,4 5,5 4,6 5,6 Déficit >1% da carga 0,0 0,9 3,1 3,5 3,9 Nordeste Qualquer déficit % 0,0 9,7 16,1 6,9 10,5 Déficit >1% da carga 0,0 6,9 6,7 2,8 3,3 Norte Qualquer déficit % 0,0 4,7 7,4 5,1 4,8 Déficit >1% da carga 0,0 4,0 6,7 4,6 4,5
33 Distribuição dos Déficits Cenário 3 SE/CO 2011 160 140 146 130 Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 391 MWmed 120 100 80 60 40 105 87 68 59 45 40 32 30 25 20 16 13 11 9 20 5 4 1 1 1 1 0 0 qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% >=13% >=14% >=15% >=16% >=17% >=18% >=19% >=20% >=21% >=22% NÚMERO DE SÉRIES PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% MWmed 391 781 1172 1563 1953 2344 2735 3126 3516 3907
34 Distribuição dos Déficits Cenário 3 Nordeste 2011 220 200 180 210 Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit NÚMERO DE SÉRIES 160 140 120 100 80 60 40 66 48 Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 91 MWmed 38 27 20 13 9 7 7 5 5 4 2 1 1 1 0 0 qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% >=13% >=14% >=15% >=16% PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% MWmed 91 183 274 366 457 548 640 731 822 914
Contextualização do Atendimento à região Nordeste 2011 Cenário 4 35 GT = 3.000 MWmed 1.500 MWmed ~ NE ~ GH = 4.500 MWmed Carga = 9.000 MWmed Em situações críticas no Nordeste as térmicas estarão operando com capacidade máxima. O requisito de geração hidráulica para o atendimento à carga será de 4.500 MWmed o que equivale em termos anuais a 54.000 MWmédios cerca de 54% da MLT. A implantação de 500 MWmédios equivale em termos anuais a 6.000MWmédios - possibilita o atendimento mesmo na ocorrência do pior ano do histórico (2001-49% da MLT).
36 Conclusões e Recomendações 1. Para Cenário 1 (PIB de 4%) os riscos de déficit de profundidade maiores que 1% da carga são inferiores a 5% em todas as regiões. 2. Para Cenário 2 (PIB de 4,8%), os riscos de déficit de profundidade maiores que 1% da carga, embora abaixo de 5% em todas as regiões, são crescentes ao final do horizonte. 3. Para a garantia do atendimento é de fundamental importância: A concretização do cronograma de obras do CMSE, destacando-se as usinas hidrelétricas Foz do Chapecó (855 MW), Serra do Facão (216,6 MW), São Salvador (242,2 MW), Estreito (1.087 MW), Dardanelos (261 MW), Mauá (350 MW), Simplício (306MW) e da UTE Do Atlântico (490 MW).
37 Conclusões e Recomendações A concretização do cronograma de expansão da produção de gás, da infra-estrutura de gasodutos da Petrobrás e da implantação do GNL - Termo de Compromisso, em que a disponibilidade de Geração Térmica da Petrobrás passa de 2.196MWmédios em 2007 para 6.402 MWmédios em 2011. A duplicação da LT 500 kv Colinas-Ribeiro Gonçalves-São João do Piauí e LT 500 kv São João do Piauí-Milagres (2º semestre de 2009). Aumento da capacidade de recebimento de energia pela Região Nordeste em cerca de 1.000 MWmed. 4. Para a aumentar a margem de segurança do atendimento ao mercado, o MME/CMSE-EPE deve analisar a viabilidade de implantar oferta adicional da ordem de 500 MW na Região Nordeste como Reserva de Geração.
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