PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 SUMÁRIO EXECUTIVO

(1)

PLANO DA OPERAÇÃO

ENERGÉTICA 2014/2018

PEN 2014

SUMÁRIO EXECUTIVO

Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade nova 20211-160 Rio de Janeiro RJ

(2)

Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS RE-3-0166/2014

PLANO DA OPERAÇÃO

ENERGÉTICA 2014/2018

PEN 2014

SUMÁRIO EXECUTIVO

(3)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 3 / 64 Sumário

1 Apresentação 4

2 Introdução 6

3 Constatações de ordem geral 12

4 Conclusões 14

5 Recomendações 18

6 Premissas Básicas 20

6.1 Previsões de Carga 20

6.2 Oferta Existente e em Expansão 21

6.3 Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2014 e

2018 23

7 Principais Resultados do PEN 2014 24

7.1 Cenários analisados 24

7.2 Análise Determinística 2014/2015 (Cenário de

Sensibilidade) 24

7.3 Análise de Desempenho 2015/2018 (Análise Probabilística) 36 7.4 Balanço Estático de Energia Firme e Energia Assegurada 48 7.5 Impactos das usinas da Amazônia e das usinas eólicas na

operação do SIN 48

7.6 Balanço Estático de Demanda Máxima 50

(4)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 4 / 64

1 Apresentação

O Plano da Operação Energética - PEN tem como objetivo apresentar as avaliações das condições de atendimento ao mercado previsto de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN para o horizonte do planejamento da operação energética, cinco anos à frente, subsidiando assim o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE e a Empresa de Pesquisa Energética - EPE quanto à eventual necessidade de estudos de planejamento da expansão para adequação da oferta de energia aos critérios de garantia de suprimento preconizados pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.

Excepcionalmente, neste Ciclo Anual de Planejamento, as análises tomaram por base o Programa Mensal de Operação – PMO de setembro de 2014, no que diz respeito à oferta, às interligações inter-regionais, às expansões previstas de transmissão, aos condicionantes referentes à segurança operativa e as restrições ambientais e de uso múltiplo da água existentes e previstas nas bacias hidrográficas. A carga prevista corresponde à 2ª Revisão Quadrimestral e a expansão da oferta de geração tem como referência os cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de setembro de 2014.

Esta 2ª Revisão Quadrimestral da carga vem sendo utilizada desde a 2ª revisão do PMO de agosto de 2014, conforme deliberado em reunião extraordinária da ANEEL realizada em 08/08/2014. Dentre os fatores que levaram a redução dos valores de carga de energia, destaca-se a atualização das premissas macroeconômicas, resultando em uma alteração do crescimento do PIB no período 2014/2018 em relação à 1ª Revisão Quadrimestral da carga do ciclo 2014 do Planejamento Anual da Operação Energética 2014/2018, de 4,4% a.a. para 3,5% a.a..

Embora o PMO de setembro de 2014 tenha sido a base deste PEN 2014, foram considerados, para o Cenário de Referência, como condições inicias os estoques armazenados no início de maio de 2014, final da estação chuvosa do SIN. Para o Cenário de Sensibilidade, as condições iniciais previstas são aquelas indicadas nos estudos prospectivos de curto prazo para 30 de novembro de 2014.

As principais diretrizes para a execução das avaliações energéticas (entre as quais a análise de desempenho do SIN – com base nos riscos de déficit e custos marginais de operação) estão contidas nos Procedimentos de Rede, Submódulo 7.2 – Planejamento anual da operação energética, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 372/09 de 05/08/2009, e Submódulo 23.4 – Diretrizes e critérios para estudos energéticos, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 461/2011 de 11/11/2011.

(5)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 5 / 64 O presente Relatório - Sumário Executivo do PEN 2014 apresenta uma contextualização da avaliação de desempenho do SIN à luz da experiência operativa de 2014, um conjunto de constatações recentes, de caráter geral, decorrentes da evolução da Matriz de Energia Elétrica Brasileira e um resumo das principais premissas, dos principais resultados e das principais conclusões e recomendações quanto às condições de atendimento à carga do SIN nos próximos cinco anos.

O PEN 2014 é composto de mais dois exemplares:

• Volume I – Condições de Atendimento, que apresenta, além dos resultados, das conclusões e das recomendações contidos no Sumário Executivo, uma análise mais detalhada dos principais resultados das avaliações energéticas para o horizonte 2014/2018; 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.

(6)

2 Introdução

A elaboração do PEN após o final da estação chuvosa do SIN permite mitigar a influência das incertezas do comportamento das vazões ao longo dessa estação do ano em curso à sua elaboração e, consequentemente, dos armazenamentos iniciais, que normalmente são os maiores valores observados no primeiro ano da avaliação energética. Nesse momento de avaliação, estão definidos quais os montantes armazenados em cada subsistema que poderão ser utilizados de forma a garantir o suprimento adequado ao menor custo possível.

Como já mencionado, neste PEN 2014 foi avaliado um Cenário de Referência, considerando os estoques armazenados em cada região geoelétrica no início de maio de 2014, que correspondem a 38,4% EARmáx no Sudeste/Centro-Oeste, 44,6% EARmáx no Sul, 43,2% EARmáx no Nordeste e 90,9% EARmáx no Norte. Excepcionalmente, função da revisão significativa da previsão de carga em agosto de 2014, foi avaliado um Cenário de Sensibilidade, onde se considerou os armazenamentos iniciais em 30 de novembro de 2014, de acordo com os resultados dos estudos prospectivos de curto prazo.

É importante observar que, em função da perda gradativa da capacidade de regularização das usinas hidroelétricas do SIN frente ao crescimento da carga, tem sido cada vez mais influente as condições de partida, impactando principalmente os resultados dos primeiros dois anos do horizonte de avaliação, com destaque para as métricas normalmente utilizadas no planejamento da operação energética, como riscos de déficit, valor esperado da energia não suprida e custos marginais de operação.

Um exemplo claro da constatação da perda de regularização do SIN é a situação hidroenergética do corrente ano, quando as condições climáticas desfavoráveis na estação chuvosa de 2014 impediram a retomada dos estoques armazenados nos reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, apesar da plena utilização do parque térmico, o que levou a níveis de partida deste PEN 2014 bastante inferiores aos normalmente utilizados em edições anteriores do planejamento da operação energética, com reflexos diretos nos riscos de déficit para 2014 e 2015.

Há que se considerar, no entanto, que, em termos de operação, todos os recursos operativos do SIN devem ser utilizados para garantir o pleno atendimento da carga dentro dos critérios preconizados nos Procedimentos de Rede do ONS. Assim, ainda neste ano de 2014, foram feitas articulações no sentido de flexibilizar diversas restrições de caráter de uso múltiplo da água e/ou ambientais nos principais reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Nesse contexto, é importante uma interpretação cuidadosa dos resultados da

(7)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 7 / 64 análise de desempenho do SIN, principalmente com relação aos riscos de déficit de energia.

Ponto de destaque nas avaliações de desempenho de médio prazo da operação energética do SIN, realizadas no âmbito do PEN, é o uso da função de custo do déficit e a política de “racionamentos preventivos”. Embora a curva de custo do déficit em quatro patamares seja, em princípio, a representação mais adequada para o fato real de que quanto maior a profundidade de um eventual corte de carga maior será o seu impacto econômico, e vice-versa, o uso desta função nas avaliações de desempenho implicitamente leva a “racionamentos preventivos” de energia e, consequentemente, a maiores riscos de déficit.

É intuitivo que estes “racionamentos preventivos” possam ocorrer até mesmo numa estação chuvosa para que, preventivamente, seja evitado um corte de carga mais profundo ao final da estação seca subsequente. Pode-se observar também, por simulações, que estes racionamentos preventivos em geral ocorrem na forma de “liga-desliga” (bang-bang), o que na prática operativa atual do SIN não se aplica, em vista de outros fatores tais como a previsibilidade hidrológica de curto prazo, bem como pelo seu impacto socioeconômico, possivelmente desnecessário.

Portanto, uma maneira de eliminar grande parte dos “racionamentos preventivos”, aproximando os resultados dos modelos de otimização às práticas operativas do SIN, é utilizar uma função de custo do déficit de apenas um patamar. Com isso, os riscos de déficit, embora menores, estarão mais adequados para efeitos das avaliações estruturais de desempenho da operação do SIN. Esse critério já vem sendo aplicado pelo ONS em versões do PEN anteriores.

Adicionalmente, cabe comentar que a versão atual do Modelo NEWAVE permite inibir o “racionamento preventivo” na simulação final quando a função de custo de déficit adotada é de um patamar. Dessa forma, eliminam-se eventuais cortes de carga que naturalmente ocorreriam em situações onde armazenamentos baixos levam a valores da água superiores ao custo do déficit. Ao se inibir o “racionamento preventivo”, os cortes de carga sinalizados pelo modelo (portanto, o déficit) só ocorrerão quando não existir mais energia armazenada nos subsistemas equivalentes (déficits por falta de água).

Assim, fica evidenciado que o PEN não quantifica o risco de racionamento, que se diferencia do risco de déficit pela possibilidade de ações operativas preventivas para se evitar o esgotamento das reservas de água nas usinas com reservatório de regularização. Tais ações são evidentemente de curto prazo, calcadas no monitoramento das condições hidroenergéticas, sujeitas a um processo específico estabelecido em legislação e não factível de representação nas simulações do PEN.

(8)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 8 / 64 Não obstante aos resultados de modelos matemáticos, o monitoramento contínuo das condições hidroenergéticas de curto prazo é que deve indicar a necessidade da aplicação de medidas operativas que reduzam, na prática, os riscos de algum corte de carga, tais como geração térmica fora da ordem de mérito e/ou a necessidade de articulações com MME, MMA, ANA, Ibama e órgãos ambientais estaduais para flexibilização de restrições operativas de diversas naturezas, inclusive de uso múltiplo da água e/ou ambientais, como já comentado. No limite, podem ser necessárias ações sobre o consumo de energia elétrica.

Sob esse aspecto, é importante mencionar que a eficiência dessas medidas operativas, que permitem o pleno atendimento da carga, dependem fundamentalmente do nível de reserva energética do SIN, na qual se inclui a reserva operativa do sistema para atendimento da demanda máxima e mitigações dos impactos da intermitência das usinas eólicas. O dimensionamento desta reserva energética constitui uma importante avaliação dos estudos de planejamento da operação.

Com relação à geração de cenários sintéticos de energia natural afluente (ENA), tem-se observado que os índices de desempenho do sistema ficam fortemente influenciados pela adoção da geração de cenários condicionada ao passado recente, não só no primeiro ano, mas em todos os demais anos do horizonte de planejamento. Considerando que o Plano da Operação Energética possui uma característica estrutural, a extensão dessa influência além do horizonte de curto prazo, como no caso do Programa Mensal de Operação – PMO, não é adequada. Dessa forma, desde o PEN 2013 está sendo adotada a geração de cenários não condicionados ao passado recente.

Outro ponto importante a destacar é a consideração de um número maior de subsistemas nas avaliações de desempenho do SIN, de forma a melhor representar as condições de atendimento de regiões elétricas importantes, como o sistema Manaus-Macapá e o sistema Acre-Rondônia, incorporados nos subsistemas Norte e Sudeste/Centro-Oeste, respectivamente, no âmbito do Programa Mensal da Operação - PMO.

Vale comentar que essa consideração já vem sendo utilizada desde o PEN 2010, inclusive com a separação em subsistemas específicos para a representação das grandes usinas da Amazônia, como o Complexo do Rio Madeira (Jirau e Santo Antônio), a UHE Belo Monte e as usinas do rio Teles Pires, todas a fio d´água e com acentuada contribuição de energia na estação chuvosa e baixa produção na estação seca.

Sob esse aspecto, a simulação dessas usinas em subsistemas próprios evita que as energias controláveis calculadas para os reservatórios equivalentes (passíveis de serem armazenadas, para efeito de simulação) se apropriem, indevidamente,

(9)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 9 / 64 de parcelas de energias a fio d´água correspondentes a estas usinas, que são expressivas na estação chuvosa. Portanto, essas separações em subsistemas específicos tornam os resultados das simulações mais aderentes à realidade física da operação.

Com relação às avaliações das condições de atendimento, a Figura 2-1, a seguir, resume a sistemática básica utilizada nos estudos de planejamento da operação de médio prazo, olhando cinco anos à frente, período em que a ampliação da oferta de geração já está contratada, através dos leilões de expansão ao menor custo.

Figura 2-1: Sistemática Básica dos Estudos de Planejamento da Operação

Nos primeiros dois anos, o desempenho do sistema depende basicamente das condições hidroenergéticas de curto prazo, principalmente dos níveis de partida ao final da estação chuvosa. Considerando que nesse período qualquer alteração da oferta fica basicamente dependente da viabilidade da antecipação de obras já em andamento, geração e/ou transmissão, as ações sistêmicas para a segurança do atendimento à carga se limitam a proteger o sistema para diferentes hipóteses de severidade das estações seca (maio a novembro) e chuvosa (dezembro a abril do segundo ano), através do uso de ações operativas de curto prazo.

No primeiro ano desse horizonte são feitas também avaliações prospectivas, a usinas individualizadas, utilizando-se cenários determinísticos de afluências (histórico), determinando-se assim expectativas e requisitos mínimos de armazenamentos a subsistemas equivalentes e para os principais reservatórios de

(10)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 10 / 64 cabeceira, de modo a se garantir o atingimento de níveis seguros de armazenamento ao final da estação seca desse primeiro ano.

Para o segundo ano desse período, análises probabilísticas e determinísticas com séries sintéticas e históricas de energia natural afluente devem subsidiar eventuais recomendações de ações operativas de curto prazo e/ou avaliações pelo CMSE/EPE da viabilidade de antecipação de projetos em andamento. Não obstante, reforça-se a necessidade de especial atenção ao uso das métricas de natureza probabilística, em particular os riscos de déficit, uma vez que estes são cada vez mais influenciados pelas condições de armazenamento inicial.

Esse é um ponto de destaque nas avalições probabilísticas para o horizonte de médio prazo. A experiência de 2014, com um quadro hidroenergético bastante desfavorável na estação chuvosa, mostrou claramente que os riscos de déficit sofrem variações no intervalo de até cinco anos, dependendo dos armazenamentos iniciais, mesmo no caso de simulações com função de custo de déficit de um patamar.

Nessas avaliações, verifica-se maior impacto nos dois primeiros anos, quando se observa que os riscos de déficit variaram, entre o PMO de janeiro e o PMO de setembro, entre valores dentro e fora do critério de garantia preconizado pelo CNPE. Esta é uma das razões pela qual, a partir deste PEN 2014, para os dois primeiros anos são apresentadas também avaliações de cenários determinísticos de energias naturais afluentes, com objetivo de ter-se uma análise de desempenho do SIN com maior estabilidade de resultados.

Com relação aos últimos três anos do horizonte de análise, a expansão da geração e da transmissão é preponderante na segurança operativa do SIN.

Apesar da carga neste horizonte já estar totalmente contratada através dos leilões de expansão, pelo princípio básico do modelo institucional vigente, à luz dos critérios de segurança da operação e do nível de reserva energética que possa ser necessário para enfrentar situações climáticas adversas, o ONS pode, se necessário recomendar ao CMSE/EPE estudos de viabilidade da expansão adicional e/ou antecipação da oferta já contratada para aumentar a margem de segurança do sistema.

Nesse horizonte são feitas avaliações com cenários sintéticos e históricos de energias naturais afluentes, utilizando-se o Modelo NEWAVE, avaliando-se a frequência relativa de séries com algum déficit de energia em cada ano e em cada subsistema para diferentes profundidades percentuais de corte da carga projetada – análise de risco (análise de desempenho). Cabe destacar que embora nesse horizonte ainda sejam percebidas variações dos riscos de déficit em função dos armazenamentos de partida no primeiro ano, estas têm uma dimensão bem menor

(11)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 11 / 64 do que nos dois primeiros anos de avaliação em função das estações chuvosas subsequentes, que permitem reenchimentos dos reservatórios, mesmo que parciais, em algumas séries, dos reservatórios.

Adicionalmente são realizados, para todo o horizonte de cinco anos à frente, balanços estáticos de energia firme, de energia assegurada e de demanda máxima.

Embora esses balanços sejam bastante simplificados, pois não consideram transferências de armazenamento de um ano para o outro, limites de transmissão inter-regionais e regras de despacho de mínimo custo para operação hidrotérmica, são bastante indicativos para se ter uma primeira avaliação do equilíbrio estrutural “oferta X demanda” e permitem identificar alguns atributos da evolução da Matriz de Energia Elétrica, como a participação percentual do atendimento da carga por fontes hidroelétricas, fontes não simuláveis individualmente (eólicas, PCHs e Biomassa) e geração térmica. Pode-se afirmar que balanços estáticos de energia firme negativos levarão a resultados de avaliações dinâmicas fora do critério de garantia. No entanto, balanços estáticos positivos não necessariamente conduzirão a resultados de avaliações dinâmicas dentro do critério de garantia, pois nesses casos as condições hidroenergéticas de curto prazo e a política de operação térmica serão determinantes nas avaliações.

Nos itens 7.2 e 7.3 são apresentadas as análises de desempenho do SIN para os próximos cinco anos (análise conjuntural para 2014 e 2015 – cenários determinísticos de ENAs, avaliações probabilísticas para o ano de 2015 e análise estrutural para 2016 a 2018 – riscos de déficit e custos marginais de operação). No Item 7.6 são apresentadas as análises de atendimento à demanda máxima. Os balanços de energia firme e garantia física são detalhados no Volume I – Condições de Atendimento.

(12)

3 Constatações de ordem geral

Decorridos dez anos de implantação do atual modelo institucional do Setor Elétrico Brasileiro, foram realizados 27 leilões de expansão da geração, dos quais 17 de energia nova (A-3 e A-5), 3 leilões estruturantes, 5 leilões de energia de reserva e 2 leilões de fontes alternativas, totalizando cerca de 61 GW em 726 novas usinas outorgadas entre 2004 e setembro de 2014.

Para o horizonte da análise deste PEN 2014 estão previstas 549 novas usinas, totalizando aproximadamente 36 GW já contratados na forma de leilões de expansão ao menor custo da energia vendida, favorecendo assim a modicidade tarifária, bem como aquelas autorizadas pela ANEEL. Destaca-se que a partir do ciclo de planejamento da expansão 2014-2023 realizado pela EPE, a consideração adicional de segurança será dada por um mecanismo de aversão a risco (CVaR), também utilizado no PEN a partir de 2013.

Fato importante que vem sendo apontado por este Operador nos diversos planos da operação energética recentes é a mudança de paradigma que se fará necessária na maneira de operar o Sistema Interligado Nacional - SIN, como está descrito neste PEN 2014, função, basicamente, dos seguintes aspectos:

• A carga de energia do SIN cresce cerca de 4%a.a.;

• Desde o final da década de 90 não ingressam em operação usinas hidroelétricas com reservatórios de regularização plurianual;

• Como decorrência deste fato, o uso de geração termelétrica tem sido mais intenso nos últimos anos, mesmo para anos hidrológicos próximos à média de longo termo (MLT);

• A geração termelétrica também vem sendo necessária para complementação do atendimento à demanda máxima ao final de cada estação seca, em função da perda de potência por deplecionamento dos reservatórios, bem como no verão, em função da elevação da temperatura;

• A entrada em operação dos grandes projetos da Amazônia, a fio d´água, com acentuada sazonalidade, com montantes significativos de geração na estação chuvosa e baixa produção na estação seca; e

• A expressiva expansão da geração eólica para os próximos cinco anos, exigindo ações operativas mitigadoras dos potenciais impactos sistêmicos e locais da forte intermitência, intrínseca dessa nova fonte na Matriz de Energia Elétrica, além de sua baixa previsibilidade.

(13)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 13 / 64 Todos esses aspectos certamente conduzem a mudanças na definição das estratégias de operação do sistema, com custos de operação mais elevados em decorrência de despacho térmico significativo, mesmo para anos hidrológicos próximos à média. Portanto, tornam-se necessárias algumas reflexões sobre os atributos da Matriz de Energia Elétrica desejada para o futuro, sendo que neste contexto, as seguintes discussões devem ser consideradas para a definição das diretrizes gerais quanto á expansão do SIN:

• Embora seja fato de que as condições topográficas da região Amazônica, onde se situa a maior parte do potencial hidroelétrico remanescente, não favoreçam a construção de reservatórios de regularização, na medida do possível incluir na Matriz novas usinas hidroelétricas com algum grau de regularização, uma vez que estas serão importantes para mitigar as intermitências de geração das fontes não convencionais, como as usinas eólica e, proximamente, as usinas solares, bem como restaurar a capacidade do SIN de suportar períodos hidrológicos desfavoráveis;

• A continuidade da expansão da transmissão, em especial nas interligações regionais, se apresenta como de fundamental importância, permitindo a importação e/ou exportação de grandes blocos de energia entre regiões, tirando proveito da diversidade hidrológica existente entre bacias e/ou regiões, sendo fator importante para garantia do abastecimento e a redução dos custos de operação;

• Nesse contexto, a ampliação dos grandes troncos de transmissão, em especial entre regiões, deve considerar inclusive o critério N-2 de confiabilidade para as interligações inter-regionais como forma de mitigar a ocorrência de grandes perturbações;

• Aumento da participação térmica convencional (carvão mineral e gás natural) no médio prazo, para complementação da geração hidroelétrica com sinal locacional pré-definido;

• Aumento da participação de térmicas flexíveis, que também serão importantes para mitigar as intermitências das fontes não convencionais, como as usinas eólicas e, futuramente, as usinas solares; e

• Viabilidade de expansão do parque nuclear no longo prazo, uma vez que, como usinas tipicamente de base, podem contribuir para mitigar a perda de regularização.

(14)

4 Conclusões

1. Considerando-se a premissa de crescimento do PIB de 3,5 % no período 2014/2018, a carga de energia do SIN deverá evoluir de 64.710 MWmed em 2014 para 75.711 MWmed em 2018 (já com a incorporação dos sistemas isolados de Manaus, Macapá e Boa Vista), o que representa o equivalente a um aumento médio de 4,0% a.a.

2. A capacidade instalada do SIN deverá elevar-se de 123.098 MW, existentes em 31/12/2013, para 159.420 MW, em 31/12/2018. A hidroeletricidade continuará como a principal fonte de geração de energia, embora sua participação sofra uma redução nos próximos cinco anos, passando de 92.089 MW (74,8% do SIN) para 113.078 MW (70,9% do SIN);

3. Destaca-se o significativo incremento da capacidade instalada das usinas eólicas, que passará de 1,9% da Matriz de Energia Elétrica (2.385 MW em dezembro de 2013) para 8,9%, equivalente a 11.852 MW instalados ao final de 2018, sem considerar os próximos leilões de energia nova que ainda deverão ocorrer em 2014 e 2015;

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 2018. Esta expansão está calcada em usinas hidroelétricas com baixa ou nenhuma regularização plurianual e usinas termoelétricas com Custos Variáveis Unitários – CVUs elevados, o que leva a um aumento nos custos finais de operação;

5. Na medida em que volumes crescentes de geração térmica poderão ser necessários a cada ano para fazer frente ao atendimento crescente da carga, faz-se necessário o equacionamento das eventuais restrições de logística de entrega de combustível às usinas térmicas;

6. A continuidade da expansão da transmissão, em especial nas interligações regionais, se apresenta como de fundamental importância, permitindo a importação e/ou exportação de grandes blocos de energia entre regiões, tirando proveito da diversidade hidrológica existente entre bacias e/ou regiões, sendo fator importante para garantia do abastecimento e a redução dos custos de operação;

7. Em termos de evolução da Matriz de Energia Elétrica, ao se manter a atual tendência da expansão da hidroeletricidade com baixa ou nenhuma regularização plurianual e a entrada crescente de fontes intermitentes, como as usinas eólicas, o papel das termoelétricas flexíveis ou de baixa inflexibilidade com custos de operação moderados e com menores incertezas de suprimento de combustível (GN/GNL/Carvão) e com maior rapidez de tomada e retomada

(15)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 15 / 64 de carga, passa a ser fundamental na seleção dos projetos a serem ofertados nos próximos leilões de energia nova. Não obstante, pequenas centrais e as fontes alternativas complementares no período seco, como eólicas e biomassa, embora com perfis de ofertas intermitentes e de baixa previsibilidade, também apresentam papel importante na segurança operativa do SIN, na medida em que funcionam como “reservatórios virtuais”, complementando a geração hidráulica nas estações secas de cada ano;

8. Sob o enfoque da análise das condições de atendimento à carga, as avaliações probabilísticas com base nos riscos de déficit de energia para o Cenário de Referência indicam adequabilidade ao critério de suprimento, preconizado pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, no horizonte 2015/2018, na medida em que os riscos de déficit são inferiores a 5% em todos os subsistemas;

9. Avaliações probabilísticas para 2015, para o Cenário de Sensibilidade, partida em dezembro de 2014, indicam riscos de déficit pouco acima do critério de garantia somente para o subsistema Sul. Não obstante, esses resultados estão muito condicionados aos armazenamentos verificados em 2014 e devem ser avaliados com cautela, pois à semelhança do que está sendo praticado em 2014, existem ações operativas de curto prazo que poderão mitigar esses riscos de déficit;

10. A análise dos custos marginais de operação indica a necessidade de estudos de viabilidade de reforços na capacidade de exportação dos Subsistemas Norte/Nordeste, na medida em que estes apresentam custos sempre inferiores aos demais subsistemas;

11. O balanço estático de energia do SIN com base nas garantias físicas das usinas existentes e programadas indica sobras de energia ao longo de todo o horizonte. Estas sobras anuais se encontram, a partir de 2014, no intervalo entre 3,7 GWmed e 8,0 GWmed. Cabe ressaltar que parte dessa sobra está associada à geração de fontes intermitentes o que poderá, dependendo das condições operativa, reduzir esses montantes na operação em tempo real; 12. Considerando que a maior parte das sobras de garantia física do SIN está

localizada no subsistema Nordeste, com valores significativos durante todo o horizonte do estudo e considerando ainda que neste subsistema existe geração hidráulica mínima obrigatória, em razão de restrições de uso múltiplo da água no rio São Francisco, especificamente no reservatório de Sobradinho – defluência mínima de 1.300 m³/s, foram feitas avaliações de eventuais restrições de alocação na curva de carga do SIN da geração total contratada nos leilões. Os resultados obtidos indicam que poderá haver restrição para alocação da geração disponível no subsistema Nordeste nos primeiros

(16)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 16 / 64 semestres de cada ano do horizonte de análise quando o subsistema Norte é superavitário e sua energia exportada concorre, na interligação Norte/Sul, com a energia exportada pelo Nordeste. Porém, os próximos leilões de energia podem justificar uma reavaliação do congestionamento da geração disponível no subsistema Nordeste;

13. Não obstante, a localização da nova oferta decorrente dos próximos LEN e/ou LER deveria priorizar os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul;

14. Com relação ao atendimento da demanda máxima do SIN, o balanço de ponta indica que a capacidade líquida disponível prevista no horizonte do PEN 2014 nem sempre é suficiente para o pleno atendimento à demanda instantânea projetada, incluindo a reserva operativa necessária;

15. Foram identificados congestionamentos na interligação Norte-Sul, em alguns meses do horizonte, não permitindo a transferência dos recursos hidráulicos para os demais subsistemas, ratificando o diagnóstico das avaliações energéticas quanto a necessidade de se avaliar reforços nesta interligação; 16. Destaca-se que tanto no Caso Base quanto no Caso de Sensibilidade de

avaliação de atendimento estático da demanda máxima houve o esgotamento da disponibilidade hidroelétrica nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, sendo necessário o uso da disponibilidade de fontes termoelétricas, PCH, biomassa e de fontes intermitentes (eólica), em todo o horizonte de análise;

17. Apesar da indicação de sobras de disponibilidade para atender a demanda máxima do SIN da ordem de 4.000 MW nos meses de outubro a dezembro, poderão ser necessárias ações especiais de despacho para manter o controle de frequência em situações de aumentos não previstos da demanda máxima em função da elevação de temperatura nos meses de verão, uma vez que a demanda máxima apresenta uma tendência de elevação da ordem de 4.000 MW a cada 10ºC, a partir de temperaturas próximas de 35ºC;

18. A disponibilidade de potência hidráulica poderá ser aumentada com a implantação de novas unidades geradoras em poços provisionados em algumas usinas hidroelétricas existentes (em torno de 5 GW, segundo inventário da ABRAGE);

19. Com relação ao escoamento da energia gerada no Complexo Madeira, observa-se a possibilidade de congestionamento no período de julho de 2016 a novembro de 2017. Nesse período a capacidade instalada no Complexo Madeira excede a capacidade de transmissão em até 700 MW; e

(17)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 17 / 64 20. Finalmente, com relação às interligações regionais, uma análise mais detalhada deve considerar os resultados dos estudos de congestionamentos para cada patamar da curva de carga e em situações operativas com secas severas, que indicam a necessidade de avaliações custo/benefício de reforços, em especial na interligação Norte/Sul, no qual foi observado elevada frequência de congestionamento com redução ao final do horizonte quando da entrada do reforço associado ao escoamento da energia da UHE Belo Monte.

(18)

5 Recomendações

1. Considerando que os resultados de um estudo dessa natureza estão intrinsecamente relacionados com as premissas de carga e, principalmente, da expansão da oferta prevista, é recomendação relevante que o MME/CMSE e a ANEEL mantenham o estrito acompanhamento dos cronogramas de expansão da oferta, com destaque para as seguintes instalações: usinas hidroelétricas Belo Monte (11.233 MW), Jirau (3.750 MW), Santo Antônio (3.150 MW), Teles Pires (1.820 MW), São Manoel (700 MW), Sinop (400 MW), Santo Antônio do Jari (373 MW), Baixo Iguaçu (350 MW) e Colíder (300 MW); e da usina termoelétrica Maranhão III (499 MW);

2. Sob esse aspecto, ponto de destaque a se observar é que as condições de armazenamento do SIN poderiam estar mais favoráveis caso já estivessem em operação cerca de 7.800 MW, previstos para entrar em operação até setembro de 2014, o que poderia mitigar os impactos das condições climáticas adversas vivenciadas na estação chuvosa que se encerrou. Isso reforça a recomendação anterior quanto ao estrito acompanhamento dos cronogramas de expansão da oferta e antecipação de medidas mitigatórias para os impedimentos observados, especialmente os de caráter sócio-ambiental;

3. Os resultados das avaliações energéticas deste PEN 2014 recomendam, tanto sob o ponto de vista de atendimento à carga de energia como à demanda máxima instantânea, a necessidade do desenvolvimento de estudos de viabilidade econômica de ampliação da capacidade da interligação Norte-Sul e Sul-Sudeste/Centro-Oeste, incluindo a antecipação, para a estação chuvosa de 2017, do 1º Bipolo de escoamento da energia da UHE Belo Monte e a garantia da implementação nos prazos das soluções estruturais previstas no âmbito do Planejamento da Expansão;

4. Esforço no sentido de antecipação para 2016 da LTs 500 kV Araraquara 2 – Itatiba e da LT 500 kV Araraquara 2 – Fernão Dias, com o objetivo de evitar congestionamento da energia gerada no Complexo Madeira. Estas duas LTs compõem o sistema de transmissão planejado para o escoamento da geração total do Complexo Madeira e estão previstas para dezembro de 2017. Além disso, torna-se de extrema importância a manutenção do cronograma de entrada em operação da LT 500 kV Araraquara 2 – Taubaté em julho de 2015; 5. Estudos complementares do planejamento da operação elétrica permitiram

identificar que a entrada em operação da LT 500 kV Marimbondo II – Assis, prevista para dezembro de 2015, apesar de não ser uma obra de transmissão associada ao escoamento do Madeira, também traz ganhos significativos, viabilizando uma potência de escoamento da ordem de 6.300 MW do Complexo Madeira, devendo portanto ser preservada a sua data de entrada em operação;

(19)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 19 / 64 6. Considerando o perfil atual de expansão da oferta, com parcela significativa de termoelétricas, parte importante do atendimento da demanda máxima será realizada com esta fonte. Neste sentido, é recomendável ao MME e ANEEL o avanço nos estudos de criação de incentivos econômicos e regulatórios para motorização dos poços existentes em algumas usinas já em operação (da ordem de 5 GW), o aumento de potência hidráulica no SIN, como, por exemplo, através de repotenciação de usinas existentes e/ou previsão da instalação de potência adicional em novos projetos hidroelétricos. Para tal, faz-se necessário o desenvolvimento de mecanismos regulatórios para remunerar esta potência adicional;

7. Neste contexto, avaliar também a possibilidade de criação de mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade; 8. Que o MME/EPE avaliem junto a fabricantes de usinas térmicas novas

tecnologias de projetos que possam ter maior flexibilidade na tomada e retomada de carga, de forma a fazer frente à participação de fontes intermitentes na matriz de energia elétrica brasileira;

9. Exigência de requisitos mínimos operativos no uso de fontes renováveis não convencionai intermitentes (eólicas e solares), para não comprometer a segurança operativa do SIN na ocorrência de grandes perturbações sistêmicas e/ou locais;

10. Leilões especiais regionais por fonte, quando necessários, para o aumento da confiabilidade e da segurança operativa do SIN; e

11. Mesmo considerando o equilíbrio estrutural da oferta para os próximos cinco anos, sob a ótica dos critérios vigentes, é importante uma avaliação conjunta, como o CMSE e EPE/MME, quanto a metodologia de definição de uma reserva energética (reserva de geração), como prevista em Lei, diferente da Energia de Reserva para recuperação de lastros físicos. Essa reserva de geração deve ser prevista na Matriz de Energia Elétrica para o enfrentamento de situações climáticas desfavoráveis, como as vivenciadas neste ano de 2014 para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, uma vez que, com a perda gradual de regularização e o aumento de fontes intermitentes, como eólicas e solares, futuramente, situações semelhantes poderão também demandar medidas operativas adicionais para o pleno atendimento da carga com custos elevados para o consumidor final, mesmo em anos hidrológicos próximos à MLT.

(20)

6 Premissas Básicas

6.1 Previsões de Carga

As previsões de carga adotadas foram elaboradas em conjunto pela EPE/MME e pelo ONS e serão consubstanciadas em Nota Técnica conjunta – “2ª Revisão Quadrimestral das Projeções da Demanda de Energia Elétrica do Sistema Interligado Nacional”.

Esta 2ª Revisão Quadrimestral da carga vem sendo utilizada desde a 2ª revisão do PMO de agosto de 2014, conforme deliberado em reunião extraordinária da ANEEL realizada em 08/08/2014. Dentre os fatores que levaram a redução dos valores de carga de energia, destaca-se a atualização das premissas macroeconômicas, resultando em uma alteração do crescimento do PIB no período 2014/2018 em relação à 1ª Revisão Quadrimestral da carga do ciclo 2014 do Planejamento Anual da Operação Energética 2014/2018, de 4,4% a.a. para 3,5% a.a.

As principais hipóteses básicas consideradas na previsão de carga para o PEN 2014 foram:

• Crescimento econômico 2014/2018: taxa de crescimento do PIB de 3,5% ao ano, para o período de 2014 a 2018.

• Mercado e Carga do SIN verificados em 2013: aumento da carga de energia de 3,7%.

• Mercado e Carga do SIN verificados/previstos em 2014: aumento da carga de energia de 3,0%.

• A interligação do sistema isolado de Manaus ao subsistema Norte ocorrida em julho de 2013.

• Previsão da interligação dos sistemas isolados ao SIN: Macapá a partir de novembro de 2014 e Boa Vista a partir de junho de 2016.

Considerando-se a premissa de crescimento do PIB de 3,5 % no período 2014/2018, a carga de energia do SIN deverá evoluir de 64.710 MWmed em 2014 para 75.711 MWmed em 2018 (já com a incorporação dos sistemas isolados de Manaus, Macapá e Boa Vista), o que representa o equivalente a um aumento médio de 4,0% a.a. da carga a ser atendida no SIN. A Tabela 6-1, a seguir, apresenta a projeção de carga anual considerada neste PEN 2014, destacando-se o crescimento anual da carga do SIN em MWmed e em %.

(21)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 21 / 64 Tabela 6-1: Previsão de Carga de Energia do SIN 2014 - 2018 (MWmed)

Ano SE/CO Sul Nordeste Norte AC/RO TMM

(3) SIN Cresc. (MWmed) Cresc. (%) 2013(1) 37.307 10.665 9.651 4.161 509 506 62.799 - 2014(2) 38.047 11.054 9.875 4.164 534 1.037 64.710 1.911 3,0 2015 39.051 11.453 10.225 4.245 572 1.227 66.773 2.063 3,2 2016 40.507 11.829 10.674 4.589 605 1.346 69.550 2.778 4,2 2017 42.083 12.252 11.189 4.964 634 1.447 72.568 3.018 4,3 2018 43.942 12.700 11.725 5.160 663 1.522 75.711 3.143 4,3 Crescimento Médio de 2014 a 2018 4,0

(1) Valor verificado. (2) Valores verificados até março; abril e maio coincidentes com previsão de curto prazo para o modelo DECOMP. (3) TMM – Sistema Tucuruí-Manaus-Macapá + Boa Vista.

6.2 Oferta Existente e em Expansão 6.2.1 Oferta de Geração

A Tabela 6-2, a seguir, apresenta a evolução da capacidade instalada já contratada no SIN, bem como a participação de cada fonte na Matriz de Energia Elétrica, entre 31/12/2012 e 31/12/2018, destacando-se o crescimento percentual para a expansão das usinas eólicas (497%), além da redução da participação da hidroeletricidade (de 74,8% para 70,9%).

Em 2013 a potência instalada no SIN era de 123.098 MW, dos quais 92.089 MW (74,8%) em usinas hidroelétricas, incluindo as PCHs e a parcela de Itaipu disponível para o Brasil, 21.940 MW (17,8%) em usinas termoelétricas convencionais e nucleares e 9.069 MW (7,3%) em usinas a Biomassa e Eólicas. O programa de expansão da oferta de geração teve como referência os cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de setembro de 2014 que prevê para 31/12/2018 um total de 159.420 MW – aumento de 36.322 MW, aproximadamente 30% em 5 anos.

(22)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 22 / 64 Tabela 6-2: Resumo da Evolução da Matriz de Energia Elétrica (MW) - 31/dez

TIPO 2013 2018 Crescimento 2013-2018 MW % MW % MW % Hidráulica (1) 92.089 74,8 113.078 70,9 20.989 22,8 Nuclear 1.990 1,6 1.990 1,2 - - Gás/GNL 11.297 9,2 12.996 8,2 1.699 15,0 Carvão 3.210 2,6 3.210 2,0 - - Biomassa 6.684 5,4 7.852 4,9 1.168 17,5 Outros (2) 749 0,6 1.321 0,8 572 76,4 Óleo Combustível/Diesel 4.694 3,8 4.736 3,0 42 0,9 Eólica 2.385 1,9 14.237 8,9 11.852 496,9 Total 123.098 100,0 159.420 100,0 36.322 29,5

OBS: (1) A contribuição das PCHs e da Compra da UHE Itaipu está considerada na parcela “Hidráulica”. (2) A parcela “Outros” se refere a outras usinas térmicas com CVU.

A Figura 6-1, a seguir, apresenta o detalhamento do incremento anual já contratado e a evolução da potência instalada por fonte, indicando a participação de cada uma na evolução da Matriz de Energia Elétrica.

(23)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 23 / 64 6.3 Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2014 e 2018

A Figura 8-1 e a Figura 8-2, em anexo, 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 2014 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.

(24)

7 Principais Resultados do PEN 2014

7.1 Cenários analisados

Nos estudos do PEN 2014, objetivando avaliar as condições de atendimento à carga prevista com uma configuração topológica mais próxima da realidade física do sistema, foram representados como subsistemas independentes, além do Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, os subsistemas elétricos Acre-Rondônia (AC/RO), Manaus-Macapá (Interligação TMM), as UHEs do Complexo do rio Madeira, do Teles Pires e a UHE Belo Monte.

Foram considerados, para as avaliações energéticas, um cenário de referência (CR) e um cenário de sensibilidade (CS), conforme descritos a seguir:

• O Cenário de Referência (CR) tem por base o mesmo cenário dos estudos de médio prazo que deram suporte ao PMO de setembro de 2014, com utilização de algumas premissas básicas diferenciadas, como, por exemplo: (i) Função de Custo de Déficit de um patamar de déficit, calculada pela EPE com base na Função de Custo do Déficit de quatro patamares homologada pela ANEEL através da Resolução nº 1.667/2013; (ii) geração de cenários de energias naturais afluentes – ENAs não condicionada ao passado recente; e (iii) a consideração da geração térmica na base no período entre maio e dezembro de 2014, conforme descrito no Item 7.2, a seguir.

• O Cenário de Sensibilidade (CS) com base no Cenário de Referência, porém, foram adotados como condição inicial de armazenamento os níveis dos reservatórios previstos para o final de novembro de 2014, obtidos de estudos prospectivos elaborados no PMO de agosto de 2014, também descrito no Item 7.2, a seguir.

7.2 Análise Determinística 2014/2015 (Cenário de Sensibilidade)

Como destacado no Item 2, Introdução, nos primeiros dois anos da análise das condições de atendimento o desempenho do sistema depende basicamente das condições hidroenergéticas de curto prazo, principalmente dos níveis de partida ao final da estação chuvosa (maio de 2014) e dos níveis alcançados ao final da estação seca (novembro de 2014).

Considerando que nesse período qualquer alteração da oferta fica basicamente dependente da viabilidade da antecipação de obras já em andamento, geração e/ou transmissão, as ações sistêmicas para a segurança do atendimento à carga se limitam a proteger o sistema para diferentes hipóteses de severidade das estações seca (maio a novembro) e chuvosa (dezembro a abril do segundo ano), através do uso de ações operativas de curto prazo diferenciadas.

(25)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 25 / 64 Nesse contexto, em maio de 2014 o ONS elaborou avaliações de expectativas de armazenamento até o final da estação seca (Avaliação Prospectiva do PMO de maio de 2014) de forma a identificar, com base nos resultados, eventual necessidade de flexibilizar algumas restrições em usinas hidroelétricas, inclusive de natureza ambiental e/ou uso múltiplo da água. Estas flexibilizações tiveram por princípio preservar estoques armazenados nas cabeceiras dos Rios Grande, Paranaíba, Tocantins e São Francisco, utilizando recursos térmicos e energéticos existentes nos subsistemas Sul e Norte, visando garantir o atendimento aos requisitos de energia e potência ao longo de 2014.

A Tabela 7-1, a seguir, apresenta as flexibilizações identificadas como necessárias em alguns reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Tabela 7-1: Flexibilizações Necessárias em Reservatórios do SE/CO e NE

(*) Valores atualizados em relação ao Estudo Prospectivo de maio/2014.

Nas avaliações prospectivas foram utilizadas as projeções de valor esperado de ENAs entre maio de novembro e a geração plena de todas as usinas térmicas, independente dos despachos por ordem de mérito. Vale comentar que os valores esperados de ENAs utilizados têm semelhança com várias séries históricas desfavoráveis no período maio/novembro (1953/54/55/56/69/71).

Atualizando-se esses estudos para agosto de 2014, com base no PMO de julho de 2014, mantidas as demais premissas supracitadas, a Figura 7-1 e a Figura 7-2, a seguir, apresentam as evoluções dos armazenamentos equivalentes dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, até novembro de 2014.

(26)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 26 / 64 Figura 7-1: Evolução dos Armazenamentos do SE/CO

Figura 7-2: Evolução dos Armazenamentos do Nordeste

38,8

JAN MAR

40,1 43,1

Qual a ENA necessária para se atingir determinados níveis de armazenamento ao final de novembro? SET - NOV GTSE/CO+S+N 11.950 MWmed 34,7 FEV 30,0 95 %MLT 20,4 36,3 ABR 66 %MLT

Região Sudeste / Centro-Oeste

37,3 MAI 36,3 JUN 43,0 (pior) Nível de Referência (Garantia de Atendimento, mesmo na ocorrência de um período úmido crítico)

JUL

34,3

Intercâmbio Sul-SE/CO = 2.000 MWmed, ganho de 1,1 %EARmáx no SE/CO

ao final de novembro. 30,3 AGO 20,6 OUT 25,1 (+1,0) SET (REV.1 PMO) 89 %MLT 84 %MLT 43,6 JAN MAR 42,7 33,4

Qual a ENA necessária para se atingir determinados níveis de armazenamento ao final de novembro? SET - NOV GTNE 4.250 MWmed 42,2 FEV 18,2 41,5 ABR 43 %MLT Região Nordeste 41,0 MAI 36,1 JUN 32,0 (pior) Nível de Referência (Garantia de Atendimento, mesmo na ocorrência de um período úmido crítico)

JUL

32,3

Redução da Defl. Mínima no São Francisco de 1.100 m³/s para 900 m³/s. em carga leve no

período de setembro a novembro

Ganho 1,5 % EARmáx 30,0 94 %MLT 27,3 AGO 16,7 21,9 (+1,1) OUT 73 %MLT SET (REV.1 PMO)

(27)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 27 / 64 Considerando as flexibilizações apresentadas na Tabela 7-1, anterior, articuladas com diversos órgãos e com os agentes proprietários dos empreendimentos, a expectativa é que no final de novembro de 2014 os níveis dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste atinjam, respectivamente, os valores de 20,4% e 18,2% do armazenamento máximo (20,4% EARmax e 18,2% EARmax). Para os subsistemas Sul e Norte a expectativa é de 91,6% EARmax e 39,0%EARmax, respectivamente.

Nas figuras anteriores também são apresentadas situações de armazenamentos mais favoráveis para diferentes ENAs no período agosto/novembro, superiores ao valor esperado.

Considerando a significativa influência desses armazenamentos nas condições de atendimento de 2015, quando haverá uma forte dependência da estação chuvosa deste ano para reenchimento do sistema, foram feitas avaliações de requisitos de ENAs em diferentes períodos que permitiriam o atingimento de níveis mínimos de segurança capazes de garantir o atendimento da carga de 2015.

Nesse contexto, a partir dos níveis prospectados para o novembro de 2014, conforme comentado anteriormente, para o ano de 2015 avaliou-se os diversos cenários de ENAs com os seguintes critérios: (i) definição de quais os níveis de armazenamento ao final de abril de 2015 (NSPU), fim da estação chuvosa, necessários para atingir o nível mínimo de armazenamento de 10% EARmax em novembro de 2015, considerando as 3 piores ENAs de maio a novembro de 2015; (ii) definição de quais as respectivas ENAs de dezembro/14 a abril/2015 necessárias para atingir esses níveis de abril de 2015, admitindo-se três hipóteses de geração térmica, quais sejam, somente a geração térmica inflexível para todo o período, geração térmica despachada na base o ano inteiro de 2015 e geração térmica despachada somente até o limite de CVU de 360 R$/MWh na estação chuvosa de 2015, mas mantida na base na estação seca de 2015, e (iii) definição de quais as respectivas ENAs de dezembro/14 a abril/2015 são necessárias para atingir 45% de EARmáx ao final de abril de 2015 (NSPU), admitindo-se as mesmas hipóteses de geração térmica citadas anteriormente. No Volume I, Condições de Atendimento, também foi analisada a condição para atingir 80% de EARmáx ao final de abril de 2015, admitindo-se as mesmas hipóteses de geração térmica citadas anteriormente.

A Figura 7-3, a seguir, apresenta essas avaliações determinísticas para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste parametrizando-se os requisitos de ENAs e armazenamentos mínimos em novembro de 2015 de 10% EARmáx.

(28)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 28 / 64 Figura 7-3: NSPU e ENA Dez/14-Abr/15 Necessários para 10% EARmáx em Nov/15 - SE/CO

OBS: NSPU – Nível de Segurança do Período Úmido

Da Figura 7-3, anterior, depreende-se que, para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o atingimento de 10% EARmax em novembro de 2015 irá exigir armazenamentos ao final de abril que variam de 42% a 34% EARmax, dependendo das séries críticas de afluências na estação seca de 2015 (da primeira a terceira pior ENA nessa estação). Dependendo da hipótese de geração térmica na estação chuvosa de 2015 os requisitos de ENA variam de 83% a 76% MLT (somente térmicas inflexíveis), de 75% a 69% MLT (somente com as térmicas de CVU até 360 R$/MWh), ou de 71% a 65% MLT (com térmicas na base o ano inteiro). A mesma análise pode ser feita para o subsistema Nordeste, conforme apresentado na Figura 7-4, a seguir.

(29)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 29 / 64 Figura 7-4: NSPU e ENA Dez/14-Abr/15 Necessários para 10% EARmáx em Nov/15 – NE

OBS: NSPU – Nível de Segurança do Período Úmido

Observa-se, na Figura 7-4 anterior, que o atingimento de armazenamento mínimo de 10% EAR em novembro de 2015 para o subsistema Nordeste os armazenamentos mínimos em abril de 2015 variam de 45% a 43% EARmáx, dependendo das séries críticas de afluências na estação seca de 2015 (da primeira a terceira pior ENA nessa estação). Dependendo da hipótese de geração térmica na estação chuvosa de 2015 os requisitos de ENA variam de 88% a 86% MLT (somente com as térmicas inflexíveis), de 77% a 75% MLT (somente com térmicas de CVU até 360 R$/MWh), ou de 58% a 56% MLT (com térmicas na base o ano inteiro).

(30)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 30 / 64 No Volume I – Condições de Atendimento, são apresentadas análises complementares, considerando-se níveis mínimos de armazenamento de 20% EARmax em novembro de 2015.

Ainda sob este contexto, foi avaliado o cenário de reenchimento dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, ao final de abril de 2015, com a referência de atingimento de 80% EARmáx em ambos os subsistemas. Os resultados desta avaliação estão apresentados no Volume I – Condições de Atendimento. A Figura 7-5 apresenta também avaliações determinísticas para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, definindo quais as respectivas ENAs de dezembro/14 a abril/2015 seriam necessárias para atingir o nível de armazenamento de 45% EARmáx (NSPU) ao final da estação chuvosa.

(31)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 31 / 64 Observa-se que o atingimento de 45% EARmáx em abril de 2015, no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, irá exigir cenários de ENA no período de dezembro/2014 a abril de 2015 que variam, de acordo com o despacho térmico considerado no período, entre 85% da MLT (somente com as térmicas inflexíveis), 78% da MLT (somente com térmicas de CVU até 360 R$/MWh) e 74% da MLT (com térmicas na base).

A mesma análise foi feita para o subsistema Nordeste, conforme apresentado na Figura 7-6, a seguir.

Figura 7-6: ENA Dez/14-Abr/15 Necessária para 45% EARmáx em Abr/15 – NE

Observa-se que o atingimento de 45% EARmáx em abril de 2015, no subsistema Nordeste, irá exigir cenários de ENA, no período de dezembro/2014 a abril de 2015, que variam, de acordo com o despacho térmico considerado no período,

(32)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 32 / 64 entre 88% da MLT (somente com as térmicas inflexíveis), 77% da MLT (somente com térmicas de CVU até 360 R$/MWh) e 58% da MLT (com térmicas na base). Considerando-se as incertezas inerentes da estação chuvosa de 2015, foram feitas, também, avaliações dinâmicas com o histórico de vazões, considerando-se as hipóteses de partida em novembro de 2014, como utilizado para o Cenário de Sensibilidade (CS) e adicionando-se despacho térmico na base também para o ano de 2015.

A Figura 7-7 e a Figura 7-8, a seguir, apresentam, para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, a evolução dos armazenamentos em 2015 considerando o histórico de vazões.

Figura 7-7: Evolução dos Armazenamentos do Subsistema Sudeste/Centro-Oeste, considerando as termoelétricas despachadas na base no ano de 2015

1953 1955 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% n o v/ 1 4 d e z/ 1 4 ja n /1 5 fe v/ 1 5 m a r/ 1 5 a b r/ 1 5 m a i/ 1 5 ju n /1 5 ju l/ 1 5 a go /1 5 se t/ 1 5 o u t/ 1 5 n o v/ 1 5 d e z/ 1 5 % E A R m á x

(33)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 33 / 64 Figura 7-8: Evolução dos Armazenamentos do Subsistema Nordeste, considerando as

termoelétricas despachadas na base no ano de 2015

Nas Figuras anteriores, observa-se que o número de séries com níveis de armazenamento inferiores a 10% EARmáx para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste reduziu para duas séries históricas (1953 e 1955). Para o subsistema Nordeste, apenas a série histórica de 1971 atingiria nível abaixo de 10% EARmáx ao final da estação seca de 2015.

Adicionalmente, ainda no contexto do ano de 2015, onde haverá uma forte dependência da estação chuvosa para recuperação dos níveis de armazenamento dos subsistemas, foi realizada uma avaliação prospectiva a partir da consideração de 3 cenários de ENA, para o período dezembro/2014 a dezembro/2015: 110% da MLT, 100% da MLT e 80% da MLT.

A seguir, a Figura 7-9, a seguir, apresenta a comparação dos principais resultados da avaliação prospectiva para o ano de 2015, para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. 1971 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% n o v /1 4 d e z/ 1 4 ja n /1 5 fe v /1 5 m a r/ 1 5 a b r/ 1 5 m a i/ 1 5 ju n /1 5 ju l/ 1 5 a g o /1 5 se t/ 1 5 o u t/ 1 5 n o v /1 5 d e z/ 1 5 % E A R m á x

(34)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 34 / 64 Figura 7-9: Avaliação Prospectiva SE/CO e SUL – Ano 2015

Observa-se na Figura 7-9, anterior, que, na ocorrência do cenário de 80% da MLT, serão necessários despachos térmicos da ordem de 8.000 MWmed, correspondentes a 82% da disponibilidade de geração térmica dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, durante todo o ano de 2015. Esse despacho resulta em um armazenamento da ordem de 54% ao final de abril de 2015 (fim da estação chuvosa) e de 22% EARmax ao final da estação seca (novembro de 2015). Para o cenário mais favorável, 110% da MLT, observa-se uma redução significativa no montante de despacho térmico ao longo do ano de 2015, em relação ao cenário de 80% da MLT, correspondendo a 4.700 MWmed no horizonte. Esse despacho resulta, para esse cenário, em um armazenamento de 87% ao final de abril de 2015 (fim da estação chuvosa) e de 76% EARmáx no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, ao final da estação seca (novembro de 2015).

Com relação ao CMO, verifica-se que os valores para a estação chuvosa de 2015 foram superiores aos obtidos para a estação seca, função dos baixos níveis de armazenamento no início do estudo. No cenário mais crítico, esses valores são de aproximadamente 480 R$/MWh na estação chuvosa e 380 R$/MWh para a estação seca. Os custos marginais de operação caem para a

Custo Marginal de Operação (R$/MWh) Geração Termoelétrica (MWméd) N O V /1 4 D E Z /1 4 JA N /1 5 F E V /1 5 M A R /1 5 A B R /1 5 M A I/ 1 5 JU N /1 5 JU L/ 1 5 A G O /1 5 S E T /1 5 O U T /1 5 N O V /1 5 D E Z /1 5 ENA Período Úmido Período Seco Média Anual 80% MLT 481,51 377,48 409,90 100% MLT 252,65 148,62 167,89 110% MLT 186,01 87,37 105,01 CMO Médio (R$/MWh) MLT=80% MLT=100% MLT=110% JAN 579,78 298,03 228,53 FEV 453,38 229,49 169,90 MAR 406,86 193,84 143,02 ABR 387,96 187,83 115,62 MAI 368,31 169,77 104,33 JUN 361,53 149,32 101,27 JUL 372,18 150,30 92,74 AGO 389,00 148,64 88,71 SET 374,84 139,13 79,67 OUT 399,02 134,58 57,50 NOV 398,31 113,87 45,76 DEZ 427,68 99,88 33,06 MLT=80% MLT=100% MLT=110% JAN 9.628 7.630 7.278 FEV 8.711 6.849 6.211 MAR 8.619 6.296 4.830 ABR 7.385 6.281 4.607 MAI 7.311 6.193 4.799 JUN 7.342 5.376 4.368 JUL 7.327 5.143 4.332 AGO 8.216 5.153 4.342 SET 7.327 4.815 3.832 OUT 8.352 4.887 3.765 NOV 8.216 4.875 3.753 DEZ 8.628 4.774 4.131 % EARmáx SE/CO 20,4 S 91,6

(35)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 35 / 64 ordem de 190 R$/MWh na estação chuvosa e 90 R$/MWh na estação seca, considerando o cenário mais otimista (110% MLT).

Para os subsistemas Nordeste e Norte, a comparação dos principais resultados da avaliação prospectiva para o ano de 2015 é feita através na Figura 7-10, a seguir.

Figura 7-10: Avaliação Prospectiva NE e N – Ano 2015

Observa-se, na Figura 7-10, anterior, que, para a ocorrência do cenário de 80% da MLT, ocorreram despachos térmicos de cerca de 4.400 MWmed, superiores a 56% da disponibilidade equivalente de geração térmica dos subsistemas Nordeste e Norte, durante todo o ano de 2015. Esse despacho resulta em um armazenamento de 59% EARmáx no final de abril de 2015 (fim da estação chuvosa) e em 7% EARmáx ao final da estação seca (novembro de 2015).

Para o cenário mais favorável, 110% da MLT, observa-se uma redução significativa no montante de despacho térmico ao longo do ano de 2015, em relação ao cenário de ENA igual a 110% da MLT, correspondendo a uma geração média de 1.600 MWmed no horizonte. Esse despacho resulta no armazenamento ao final de abril de 2015 (fim da estação chuvosa) de 86% EARmáx e no armazenamento de 40% EARmáx no subsistema Nordeste, ao final da estação seca (novembro de 2015).

Custo Marginal de Operação (R$/MWh) Geração Termoelétrica (MWméd) N O V /1 4 D E Z /1 4 JA N /1 5 F E V /1 5 M A R /1 5 A B R /1 5 M A I/ 1 5 JU N /1 5 JU L/ 1 5 A G O /1 5 S E T /1 5 O U T /1 5 N O V /1 5 D E Z /1 5 ENA Período Úmido Período Seco Média Anual 80% MLT 292,70 353,08 331,35 100% MLT 148,83 137,62 131,77 110% MLT 84,77 85,60 72,86 CMO Médio (R$/MWh) MLT=80% MLT=100% MLT=110% JAN 289,64 146,35 108,92 FEV 303,04 138,67 107,52 MAR 297,05 148,86 65,45 ABR 228,92 112,52 0,00 MAI 311,72 138,89 99,27 JUN 309,67 132,51 96,17 JUL 366,44 140,51 92,73 AGO 384,09 142,63 88,62 SET 374,84 137,03 79,67 OUT 371,73 134,13 57,13 NOV 352,64 112,33 45,76 DEZ 386,44 96,86 33,06 MLT=80% MLT=100% MLT=110% JAN 4.206 3.637 2.552 FEV 4.243 3.626 2.323 MAR 4.244 3.708 1.414 ABR 3.882 3.036 1.399 MAI 4.253 3.216 1.616 JUN 4.253 3.637 1.616 JUL 4.612 3.551 1.530 AGO 4.796 3.735 1.714 SET 4.301 3.239 1.218 OUT 4.796 3.735 1.496 NOV 4.796 2.875 1.496 DEZ 4.796 1.714 1.496 % EARmáx NE 18,2 N 39,0

(36)

ONS RE-3-0166/2014 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2014/2018 PEN 2014 – SUMÁRIO EXECUTIVO 36 / 64 Com relação ao CMO, observa-se que não há grande influência dos níveis iniciais de armazenamento, ainda que esses sejam baixos. Nas regiões Nordeste e Norte há uma oferta de energia abundante, principalmente em função do montante de energia eólica no subsistema Nordeste. Em função do estrangulamento na interligação Norte-Sul, não é possível o escoamento desses recursos excedentes, fazendo com que haja um significativo descolamento entre os CMOs em relação aos obtidos nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul, o que ratifica a recomendação recorrente da necessidade de ampliação da capacidade de exportação dos subsistemas Norte/Nordeste para os subsistemas Sudeste-Centro Oeste/Sul.

7.3 Análise de Desempenho 2015/2018 (Análise Probabilística)

Conforme comentado no Item 2, Introdução, nos últimos três anos do horizonte (2016/2018) a expansão da geração e da transmissão é preponderante na segurança operativa do SIN em função do crescimento da carga.

Nesse horizonte, a metodologia usual de avaliação de desempenho do SIN está calcada na identificação dos riscos de déficit de energia, adotando-se, como já mostrado no Item 2, Introdução, a Função de Custo de Déficit de um patamar e a geração de cenários sintéticos de ENAs não condicionados ao passado recente. Além dos riscos de déficit, são avaliados os custos marginais de operação, os balanços estáticos de energia firme e assegurada e o balanço estático de ponta – atendimento à demanda máxima instantânea.

7.3.1 Condições de Armazenamento em 2015

Para as análises das condições de armazenamento de 2015, a influência da situação hidroenergética conjuntural é um fator de grande relevância face a proximidade do final da estação seca e a transição para a próxima estação chuvosa. Logo, o uso de cenários sintéticos de ENA condicionados ao passado recente é também importante para estas avaliações em adição às análises determinísticas anteriores. Dessa forma, foram adotadas as mesmas previsões de ENA utilizadas nas análises do Item 7.1, mas considerando tendência hidrológica inicial.

A Figura 7-11, a seguir, apresenta a curva de permanência dos armazenamentos ao final do mês de abril de 2015, para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, considerando (i) as usinas termoelétricas despachadas por mérito e (ii) as usinas termoelétricas despachadas na base, ao longo do ano de 2015.