PLANO DA OPERAÇÃO
ENERGÉTICA 2012/2016
PEN 2012
VOLUME I
RELATÓRIO EXECUTIVO
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ONS RE 3/0146/2012
PLANO DA OPERAÇÃO
ENERGÉTICA 2012/2016
PEN 2012
VOLUME I
RELATÓRIO EXECUTIVO
Setembro/2012Sumário 1 Apresentação 5 2 Conclusões e Recomendações 9 2.1 Conclusões 9 2.2 Recomendações 13 3 Premissas Básicas 15 3.1 Previsões de Carga 15
3.2 Oferta Existente e em Expansão 18
3.2.1 Oferta Existente em dezembro de 2011 18
3.2.2 Cronologia da Expansão da Oferta de 2012 a 2016 19 3.2.3 Geografia da Expansão da Oferta de 2012 a 2016 23 3.2.4 Características da oferta em expansão entre 2012 e 2016 28
3.2.4.1 Redução do Grau de Regularização 28
3.2.4.2 Sazonalidade da Oferta 32
3.2.4.3 Complementaridade da Oferta 33
3.2.4.4 Custo e relevância da oferta térmica 35
3.3 Impactos da Oferta até 2016 na segurança operativa do SIN 39 3.4 Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2012 e 2016 40
3.5 Subsistemas Elétricos 43 3.5.1 Acre – Rondônia 43 3.5.2 Manaus-Macapá (TMM) 44 3.6 Outras Premissas 47 3.6.1 CAR5 47 3.6.2 Custo do Déficit 48 3.6.3 Níveis de Armazenamento 48 4 Cenários Avaliados 50 4.1 Cenário de Referência (CR) 50 4.2 Cenário de Sensibilidade (CS) 51
5 Síntese dos Resultados das Avaliações Energéticas 52 5.1 Resultados do Cenário de Referência – CR 53
5.1.1 Riscos de déficit de energia 53
5.1.2 Custos Marginais de Operação 54
5.1.3 Análise com séries históricas de energias naturais - Cenário CR 55
5.2 Balanço Estático de Energia 57
5.2.1 Balanço Estático de Garantia Física 57
5.2.2 Balanço Estático Complementar para o Subsistema Sul 64 5.2.3 Balanço Estático Complementar para o Subsistema Nordeste 66
5.3.2 Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima do SIN 75
5.3.2.1 Cenário Base 75
5.3.2.2 Cenário de Sensibilidade 78
5.3.3 Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima dos
subsistemas Sudeste/C.Oeste e Sul 81
5.3.3.1 Cenário Base 82
5.3.3.2 Cenário de Sensibilidade 86
5.3.4 Avaliação das condições de atendimento à demanda máxima dos
subsistemas Nordeste e Norte 89
5.3.4.1 Cenário Base 89
5.3.4.2 Cenário de Sensibilidade 92
5.4 Cenário CS - Sensibilidade à Carga do Cenário de Referência 95
5.4.1 Mercado de Oferta 95
5.4.2 Condições de Atendimento para o Mercado de Oferta 96 6 Aplicação dos Indicadores de Segurança Energética 98
6.1 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
1 Apresentação
O Plano da Operação Energética - PEN tem como objetivo apresentar as avaliações das condições de atendimento ao mercado previsto de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN para o horizonte do planejamento da operação energética, cinco anos à frente.
Visando garantir e/ou aumentar a margem de segurança da operação do SIN, este horizonte é necessário para que, com base nos critérios de segurança da operação utilizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, possa ser avaliada a necessidade de se tomar decisões e/ou estudos de antecipação e/ou implantação de reforços de geração/transmissão pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE/Empresa de Pesquisa Energética EPE, órgãos coordenados pelo Ministério de Minas e Energia – MME.
Neste contexto, este Plano da Operação Energética 2012/2016 - 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 05/08/2009.
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 2017.
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 2013.
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 ONS 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
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 ONS.
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 2.000 séries sintéticas de energias naturais afluentes como a repetição das séries históricas,
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 2012. 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.
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 58.177 MWmed em 2011 para 71.967 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 111.618 MW, existentes em 31/12/2011, para 145.377 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 18.235 MW (16,3% do SIN) para 27.692 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 8.176 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 2016. 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
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 1955. 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
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 1.300 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, 1.280 MWmed na carga média e 2.710 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 1.300 m3/s em Sobradinho;
15. A redução dessa restrição de defluência mínima para valores da ordem de 1.100 m3/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 2.198 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
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 ONS 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
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 inter ligações 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 (11.233 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);
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.
3 Premissas Básicas 3.1 Previsões de Carga
As previsões de carga adotadas foram elaboradas em conjunto pela EPE/MME e ONS, e serão consubstanciadas em Nota Técnica conjunta – “2ª Revisão Quadrimestral das Projeções da Demanda de Energia Elétrica do Sistema Interligado Nacional”, de agosto de 2012.
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 2012.
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 2011. 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
efeitos da interligação do sistema Tucuruí-Macapá-Manaus à esse subsistema em meados de 2013. No SIN, nesses anos, haverá um acréscimo de carga de 3.203, 3.388 e 2.682 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 me nor, de 1.538 MWmed em 2012, 1.938 MWmed, em 2013, 1.951 MWmed em 2014 e 2.158 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 2012 - 2016 (MWmed)
58.000 59.840 61.680 63.520 65.360 67.200 69.040 70.880 72.720 2012 2013 2014 2015 2016 PEN 2011 PEN 2012
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 ferro -níquel no Norte, consideradas para o período de médio prazo.
Previsão da Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá em junho de 2013.
Considerando-se a premissa de crescimento do PIB de 4,0 % no período 2012/2016, a carga de energia do SIN deverá evoluir de 60.102 MWmed em 2012 para 71.967 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) 35.492 9.757 8.412 4.069 446 - 58.177 - - 2012(2) 36.441 10.068 9.004 4.118 472 - 60.102 1.925 3,3 2013 38.114 10.483 9.408 4.306 492 590 63.394 3.292 5,5 2014 39.789 10.873 9.820 4.524 518 1.166 66.690 3.296 5,2 2015 41.403 11.278 10.226 4.694 544 1.227 69.372 2.682 4,0 2016 42.950 11.698 10.665 4.802 571 1.280 71.967 2.595 3,7 Crescimento Médio de 2012 a 2016 4,6
(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 2012.
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 ONS.
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
3.2.1 Oferta Existente em dezembro de 2011
A Figura 3.2.1-1, a seguir, apresenta a capacidade instalada no SIN em 31/12/2011, totalizando 111.618 MW, dos quais 83.276 MW (74,6%) em usinas hidroelétricas, incluindo a parcela de Itaipu disponível para o Brasil, 18.235 MW (16,3%) em usinas termoelétricas convencionais e nucleares e 10.107 MW (9,1%) em PCHs, Usinas a Biomassa e Eólicas.
Figura 3.2.1-1: Capacidade Instalada do SIN (MW) – 31/12/2011 70.001 62,7% 18.235 16,3% 4.515 4,1% 4.250 3,8% 1.342 1,2% 7.000 6,3% 6.275 5,6% Hidráulica Térmica PCHs
Biomassa Eólicas Itaipu 60 Hz (Brasil)
Compras Itaipu
Total Disponível: 111.618 MW
No total, o ONS 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 476/2012.
3.2.2 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 2012. 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
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 10.848, 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 3.2.2-1, 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 2017.
Figura 3.2.2-1: Cronologia dos Leilões
1° LEN - A-5 2005 2° LEN - A-3 2006 3° LEN - A-5 2006 4° LEN - A-3 2007 5° LEN - A-5 2007 1° LFA - A-3 2007 1° LPE (St.Ant) - A-5 2007 2° LPE (JI) - A-5 2008 6° LEN - A-3 2008 7° LEN - A-5 2008 1° LER - A-3 2008 8° LEN - A-3 2009 2° LER - 2009 (Eólica) 3° LPE (BM) - A-5 2010 10° LEN - A-5 2010 3° LER - 2010 2° LFA - 2010 11° LEN - A-5 2010 12º LEN - A-3 2011 4º LER - 2011 13º LEN - A-5 2011
Hidráulica PCH Eólica Biomassa Óleo Diesel Gás de Processo Gás Natural GNL Carvão Mineral Óleo Combustível (2009) (2009) (2011) (2010) (2012) (2010) (2012) (2013) (2011) (2013) (2010) (2012) (2012) (2015) (2015) (2011) (2013) (2015) (2014) (2014) (2016) 2.637 MW 1.137 MW 1.552 MW 1.823 MW 4.109 MW 619 MW 3.151 MW 3.300 MW 1.944 MW 5.453 MW 2.379 MW 50 MW 1.807 MW 11.233 MW 809 MW 1.009 MW 1.686 MW 2.120 MW 2.715 MW 1.188 MW 1.212 MW
Cronologia da Entrega () e Potência Contratada (ano) de entrega (a partir de)
7 UHEs, 19 UTEs, 5 BIOs e 3 PCHs 9 UTEs, 4 BIOs e 7 PCHs 2 UHEs, 3 UTEs, 5 BIOs e 1 PCH 12 UTEs 4 UHEs e 5 UTEs 6 BIOs e 11 PCHs 1 UHE 1 UHE 10 UTEs 1UHE e 22 UTEs 31 BIOs 1 BIO e 1 PCH 71 UEEs 1 UHE 3 UHEs e 5 PCHs 20 UEEs, 9 BIOs 2 PCHs 49 UEEs, 1 BIO e 5 PCHs 2 UHEs 1 UHE, 2 UTEs, 44 UEEs e 3 BIOs 34 UEEs e 7 BIOs 1 UHE, 39 UEEs e 2 BIOs
Ao todo já foram realizados 21 leilões de energia nova, tendo sido out orgados 51.933 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 3.2.2-1, 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 3.2.2-1: Resumo da Evolução da Matriz de Energia Elétrica (MW) - 31/dez
TIPO 2011 2016 Crescimento 2011-2016 MW % MW % MW % Hidráulica (1) 87.791 78,7 103.447 71,2 15.656 17,8 Nuclear 2.007 1,8 3.395 2,3 1.388 69,2 Gás/GNL 9.263 8,3 12.686 8,7 3.423 37,0 Carvão 1.765 1,6 3.205 2,2 1.440 81,6 Biomassa 4.250 3,8 6.062 4,2 1.812 42,6 Outros (2) 749 0,7 749 0,5 - 0,0 Óleo Combustível/Diesel 4.451 4,0 7.657 5,3 3.206 72,0 Eólica 1.342 1,2 8.176 5,6 6.834 509,2 Total 111.618 100,0 145.377 100,0 33.759 30,2
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 3.2.2-2, a seguir, apresenta os acréscimos de potência instalada do SIN por fonte de geração em cada ano do horizonte 2012/2016.
Tabela 3.2.2-2: Acréscimo Anual da Potência Instalada no SIN (MW) – 31/dez TIPO 2012 2013 2014 2015 2016 Total 2012/2016 Hidráulicas Reservatório 163 614 0 0 135 912 Fio d’água 1.139 2.746 1.398 4.515 4.641 14.439 Total 1.302 3.360 1.398 4.515 4.776 15.351 Térmicas Nuclear -17(1) 0 0 0 1.405 1.388 GN 127 1.364 693 0 0 2.184 GNL 564 675 0 0 0 1.239 Carvão 1.080 360 0 0 0 1.440 Óleo -168 582 2.906 0 0 3.320 Diesel -230(2) 116 0 0 0 -114 Outros (3) 0 0 0 0 0 0 Total 1.356 3.097 3.599 0 1.405 9.457 PCHs 397 251 24 79 0 751 Biomassa 1.173 329 310 0 0 1.812 Eólicas 651 2.354 2.112 1.033 684 6.834 Itaipu 60 Hz (Brasil) 0 0 0 0 0 0 Capacidade Instalada 4.879 9.391 7.443 5.627 6.865 34.205 Compras Itaipu (4) -75 -80 -88 -97 -106 -446 Total 4.804 9.311 7.355 5.530 6.759 33.759
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 ac réscimo da carga da ANDE.
Conforme Tabela 3.2.2-3, a seguir, a capacidade instalada do SIN deverá evoluir de 111.618 MW, existentes em 31/12/2011, para 145.377 MW, em 31/12/2016 - aumento de 33.759 MW, aproximadamente 30% em 5 anos.
Tabela 3.2.2-3: Evolução da Potência Instalada no SIN (MW) - 31/dez
TIPO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 MW % MW MW MW MW MW % Hidráulicas Reservatório 42.390 38,0 42.553 43.167 43.167 43.167 43.302 29,8 Fio d’água 27.611 24,7 28.750 31.496 32.894 37.409 42.050 28,9 Total 70.001 62,7 71.303 74.663 76.061 80.576 85.352 58,7 Térmicas Nuclear 2.007 1,8 1.990 1.990 1.990 1.990 3.395 2,3 GN 9.059 8,1 9.186 10.550 11.243 11.243 11.243 7,7 GNL 204 0,2 768 1.443 1.443 1.443 1.443 1,0 Carvão 1.765 1,6 2.845 3.205 3.205 3.205 3.205 2,2 Óleo 3.316 3,0 3.148 3.730 6.636 6.636 6.636 4,6 Diesel 1.135 1,0 905 1.021 1.021 1.021 1.021 0,7 Outros (*) 749 0,7 749 749 749 749 749 0,5 Total 18.235 16,3 19.591 22.688 26.287 26.287 27.692 19,0 PCHs 4.515 4,0 4.912 5.163 5.187 5.266 5.266 3,6 Biomassa 4.250 3,8 5.423 5.752 6.062 6.062 6.062 4,2 Eólicas 1.342 1,2 1.993 4.347 6.459 7.492 8.176 5,6 Itaipu 60 Hz (Brasil) 7.000 6,3 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 4,8 Capacidade Instalada 105.343 94,4 110.222 119.613 127.056 132.683 139.548 96,0 Itaipu 50 Hz (Paraguai) 6.275 5,6 6.200 6.120 6.032 5.935 5.829 4,0 Total disponível 111.618 100,0 116.422 125.733 133.088 138.618 145.377 100,0
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
uma participação de 31,9% em 2016. Consequentemente, a participação hidroelétrica na matriz energética do Nordeste reduz-se de 66,4% para 41,3%.
A Tabela 3.2.2-4, 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 3.2.2-4: Expansão da Potência Instalada com Novos Projetos e TMM (MW)
SIN 2012 2013 2014 2015 2016 Total
Oferta anterior aos Leilões (1) 0 88 0 0 1405 1493
Outras PCH, PCT e EOL (2) 767 440 0 0 0 1207 Integração de TMM ao SIN 0 1331 0 0 0 1331 1º LEN 281 182 0 0 0 463 2º LEN (A-3) 0 0 0 0 0 0 3º LEN (A-5) 298 239 0 0 0 537 1º LFA 62 0 15 0 0 77 4º LEN (A-3) 0 0 0 0 0 0 5º LEN (A-5) 1668 541 74 0 0 2283
UHE Sto Antônio 418 1509 359 719 146 3151
UHE Jirau 0 975 225 1050 1050 3300 1º LER 550 118 0 0 0 668 6º LEN (A-3) 0 0 175 0 0 175 7º LEN (A-5) 0 1236 2657 0 350 4243 8º LEN (A-3) 0 0 0 0 0 0 2º LER 363 1318 0 0 0 1681
UHE Belo Monte 0 0 0 194 3094 3288
10º LEN (A-5) 0 0 120 689 0 809 2º LFA 68 638 179 602 0 1487 3º LER 134 343 111 150 0 738 11º LEN (A-5) 0 0 247 1943 0 2190 12º LEN (A-3) 100 433 2181 0 0 2714 4º LER 120 0 962 76 0 1158 13º LEN (A-5) 50 0 138 204 820 1212 Total SIN 4879 9391 7443 5627 6865 34205 (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.
3.2.3 Geografia da Expansão da Oferta de 2012 a 2016
As Figuras 3.2.3-1 a 3.2.3-8, 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 3.
Figura 3.2.3-1: Expansão da Oferta por Leilão – Localização Geográfica - UHEs LEN [MW] 3º A-5/2006 (2012) 350,00 7º A-5/2008 (2016) 350,20 TOTAL 700,20 SIN [MW] TOTAL 14.515,86 16 EMPREENDIMENTOS LEN [MW] 1º A-5/2005 (2012) 358,20 TOTAL 358,20 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] 10º A-5/2008 (2014) 175,00 13º A-5/2011 (2016) 135,00 TOTAL 210,00 LEN [MW] 5º A-5/2007 (2012) 48,00 TOTAL 48,00 LEN [MW] 5º A-5/2007 (1) (2012) 271,80 TOTAL 271,80 LEN [MW]
Belo Monte Comp. (2015) 233,10 Belo Monte (2016) 3.055.60 TOTAL 3.288,70 LEN [MW] 10º A-5/2010 (2015) 252,00 11º A-5/2010 (2014) 370,00 TOTAL 622,00
(1) UHE Estreito - 815,25 MW em operação comercial. (2) UHE Santo Antônio - 139,2 MW em operação comercial. (ano) = ano de entrega
Figura 3.2.3-2: Expansão da Oferta por Leilão – Localização Geográfica – UTEs a Óleo Combustível e Diesel 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) 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 SIN [MW] TOTAL 4.744,80 21 EMPREENDIMENTOS LEN (MW) 3º A-5/2006(1)(2012) 1,90 TOTAL 1,90
(ano) = ano de entrega
Figura 3.2.3-3: Expansão da Oferta por Leilão – Localização Geográfica – UTEs a GN e GNL SIN [MW] TOTAL 1.792,40 5 EMPREENDIMENTOS LEN [MW] 12º A-3/2011 (2014) 530,00 TOTAL 530,00 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
(ano) = ano de entrega
Figura 3.2.3-4: Expansão da Oferta por Leilão – Localização Geográfica – UTEs a Carvão
SIN [MW] TOTAL 1.440,40 3 EMPREENDIMENTOS LEN [MW] 5º LEN A-5/2007 (2012) 720,30 7º LEN A-5/2008 (2013) 360,00 TOTAL 1.080,30 LEN [MW] 5º LEN A-5/2007 (2012) 360,10 TOTAL 360,10
Figura 3.2.3-5: Expansão da Oferta por Leilão – Localização Geográfica – UTEs Nucleares
LEN [MW]
Oferta anterior aos
Leilões (2016) 1.405,00
TOTAL 1.405,00
(ano) = ano de entrega
SIN [MW]
TOTAL 1.405,00
1 EMPREENDIMENTO
Figura 3.2.3-6: Expansão da Oferta por Leilão – Localização Geográfica – UTEs a Biomassa
SIN [MW] TOTAL 1.160,03 20 EMPREENDIMENTOS 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] 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 Montante Contratado [MW] 1º LER 2008 (2013) 72,70 4º LER 2011 (2012) 30,00 TOTAL 102,70 Montante Contratado [MW] 4º LER 2011 (2014) 30,00 12º LEN A-3/2011 (2014) 67,80 TOTAL 97,80 Montante Contratado [MW] 1º LER 2008 (2013) 45,00 TOTAL 45,00 Montante Contratado [MW] 3º LER 2010 (2013) 80,00 TOTAL 80,00
Figura 3.2.3-7: Expansão da Oferta por Leilão – Localização Geográfica – PCHs 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] 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] 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 (ano) = ano de entrega
Figura 3.2.3-8: Expansão da Oferta por Leilão – Localização Geográfica – UEEs
SIN [MW] TOTAL 6.265,03 241 EMPREENDIMENTOS 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 (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] 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 (2012) 30,00 TOTAL 30,00 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 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] 12º LEN A-3/2011 (2014) 78,00 TOTAL 78,00
3.2.4 Características da oferta em expansão entre 2012 e 2016
Do Item 3.2.2 (Tabela 3.2.2-1), 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 2016.
A participação das fontes termoelétricas, todavia, aumentará, nos próximos 5 anos, de 18.235 MW (16,3%) para 27.692 MW (19,0%), assim como as fontes eólica, com um aumento de 509%, passando de 1.342 MW (1,2%) para 8.176 MW (5,6%), e biomassa, com um aumento de 43%, passando de 4.250 MW (3,8%) para 6.062 MW (4,2%), conforme observado na Tabela 3.2.2-3. 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.
3.2.4.1 Redução do Grau de Regularização
Embora a hidroeletricidade continue sendo predominante até 2016, o
acréscimo desse tipo de fonte (15.351 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 per íodo chuvoso, o
que exigiria investimentos antieconômicos para o represamento das vazões nas estações úmidas.
A Figura 3.2.4.1-1, a seguir, ilustra essa característica, comparando a evolução da energia armazenada máxima do SIN – EARmax, entre dezembro de 2012 (287.835 MWmês) e dezembro de 2016 (291.895 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 4.000 MWmed no quinquênio (1,4%), enquanto a carga do SIN apresenta uma previsão de acréscimo da ordem de 12.000 MWmed no mesmo período (20%).
Figura 3.2.4.1-1: Evolução da Energia Armazenada Máxima e Grau de Regularização do SIN
5,6 5,5 5,4 5,1 5,0 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 250.000 260.000 270.000 280.000 290.000 300.000 310.000 320.000 330.000 2012 2013 2014 2015 2016 E A R M A X /C A R G A ( m e s e s d e e s to q u e )* E A R M A X ( M W m ê s )
ENERGIA ARMAZENADA MÁXIMA X GRAU DE REGULARIZAÇÃO
*Estão abatidas a inf lexibilidade térmica e a geração das usinas não simuladas.
Observa-se que a expansão mais representativa da capacidade de armazenamento do SIN nesse quinquênio ocorre em 2013, com um aumento de 3.460 MWmês (1,2%), decorrente, principalmente, da entrada em operação das UHEs Batalha (Bacia do Paranaíba - subsistema Sudeste/Centro-Oeste,
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 proporci onados por outras fontes complementares inflexíveis. No passado, a GR do SIN já tingiu valores de até 6,5 meses, em 2002.
Cabe comentar que quanto menor o GR de um sistema como o SIN, com acentuada sazonalidade das vazões naturais afluentes aos reservatór ios, 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 3.2.4.1-2, a seguir.
Figura 3.2.4.1-2: Expansão adicional para manter o mesmo GR do SIN de 2012 5,6 5,5 5,4 5,1 5,0 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 250.000 260.000 270.000 280.000 290.000 300.000 310.000 320.000 330.000 2012 2013 2014 2015 2016 E A R M A X /C A R G A ( m e s e s d e e s to q u e )* E A R M A X ( M W m ê s )
ENERGIA ARMAZENADA MÁXIMA X GRAU DE REGULARIZAÇÃO
EARmáx adicional EARmáx
*Estão abatidas a inf lexibilidade térmica e a geração das usinas não simuladas.
+0,9GWmed
inflex +1,8GWmedInflex
+5,4GWmed
inflex +6,6GWmed
inflex
Da Figura 3.2.4.1-2, 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 2016. 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 2016.
A Tabela 3.2.4.1-1, 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 3.2.4.1-1: Capacidade adicional para manter o mesmo GR do SIN de 2012
2013 2014 2015 2016
Adicional de Energia Inflexível (MWmed) (1) 944 1.817 5.351 6.563
Se fosse com Usina Eólica (MW) 3.147 6.056 17.837 21.878
Se fosse com Térmica Inflexível Convencional (MW) 1.049 2.019 5.946 7.293
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)
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 13.586 MWmed inflexíveis adicionais até 2016, ou a incorporação de 88.309 MWmed de energia armazenada através de usinas hidroelétricas com reservatórios, equivalente a um aumento de 30,3% EARmax em 2016.
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.
3.2.4.2 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 ONS 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.
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.
3.2.4.3 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 3.2.4.3-1, 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.
