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PLANO DA OPERAÇÃO

ENERGÉTICA 2017/2021

PEN 2017

SUMÁRIO EXECUTIVO

Operador Nacional do Sistema Elétrico

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RE-3-0108-2017_PEN 2017 - Sumario Executivo

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ONS RE-3-0108/2017

PLANO DA OPERAÇÃO

ENERGÉTICA 2017/2021

PEN 2017

SUMÁRIO EXECUTIVO

ONS RE-3-0108/2017 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 – SUMÁRIO EXECUTIVO 3 / 41

Sumário

1 Apresentação 4

2 Introdução 6

3 Conclusões 10

4 Recomendações 13

5 Indicadores da Expansão 15

5.1 Previsões de Carga 15

5.2 Oferta Existente e em Expansão 16

5.3 Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2017 e

2021 20

6 Principais Resultados do PEN 2017 22

7 Avaliações Energéticas Adicionais 32

7.1 Impactos das Usinas da Amazônia na Operação do SIN 32

7.2 Impactos da Geração Eólica na Operação do SIN 33

7.3 Análises de Sensibilidade à Carga 34

7.4 Balanço Estático de Demanda Máxima 35

7.4.1 Resultados do Balanço de Demanda Máxima 37

Lista de figuras e tabelas 40


1 Apresentação

O Plano da Operação Energética - PEN tem como objetivo apresentar as

avaliações das condições de atendimento ao mercado previsto de energia elétrica

do Sistema Interligado Nacional – SIN para o horizonte do planejamento da

operação energética, cinco anos à frente, subsidiando assim o Comitê de

Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE e a Empresa de Pesquisa Energética -

EPE quanto à eventual necessidade de estudos de planejamento da expansão

para adequação da oferta de energia aos critérios de garantia de suprimento

preconizados pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.

As análises do Plano da Operação Energética 2017/2021 – “PEN 2017” tomaram

por base o Programa Mensal de Operação – PMO de maio de 2017, no que diz

respeito à oferta, aos limites de intercâmbios entre subsistemas, aos

condicionantes referentes à segurança operativa e as restrições ambientais e de

uso múltiplo da água, existentes e previstas nas bacias hidrográficas. A expansão

da oferta de geração teve como referência os cronogramas de obras definidos pelo

MME/CMSE/DMSE para o PMO de maio de 2017.

Com relação à previsão de carga, os valores de energia e demanda correspondem

às projeções elaboradas para a 1ª Revisão Quadrimestral da Carga de 2017,

ocorrida em abril, que considera uma taxa média anual de crescimento do PIB no

período 2017/2021 de 2,0% a.a..

As principais diretrizes para a execução das avaliações energéticas (entre as quais

a análise de desempenho do SIN – com base nos riscos de déficit e custos

marginais de operação) estão em consonância com os Procedimentos de Rede,

Submódulo 7.2 – Planejamento anual da operação energética e Submódulo 23.4

– Diretrizes e critérios para estudos energéticos, aprovados pela Resolução

Normativa ANEEL nº 756/16 de 16/12/2016.

O PEN 2017 é composto de três volumes:

Sumário Executivo, que apresenta uma contextualização da avaliação de

desempenho do SIN à luz da experiência operativa dos últimos anos, um

conjunto de constatações recentes, de caráter geral, decorrentes da

evolução da Matriz de Energia Elétrica Brasileira e um resumo das

principais premissas, dos principais resultados e das principais conclusões

e recomendações quanto às condições de atendimento à carga do SIN nos

próximos cinco anos.


Volume I – Condições de Atendimento, que apresenta, além do conteúdo

do Sumário Executivo, uma análise mais detalhada dos principais

resultados das avaliações energéticas para o horizonte 2017/2021; e

Volume II - Relatório Complementar, que, além de resultados de

avaliações complementares não apresentados no Volume I, traz ainda

conceitos básicos necessários à interpretação dos resultados, um resumo

da metodologia adotada e um conjunto de Anexos detalhando as

informações e os dados considerados nestes estudos.

Além desses três volumes, também é disponibilizado o Relatório de Informações

Visuais, cujo objetivo é facilitar a consulta técnica às principais informações do

PEN, trazendo ao público de interesse agilidade no acesso ao seu conteúdo.


2 Introdução

A elaboração do PEN após o final da estação chuvosa do SIN permite mitigar a

influência das incertezas do comportamento das vazões ao longo dessa estação

do ano e, consequentemente, dos armazenamentos iniciais das usinas

hidroelétricas, que normalmente são os maiores valores observados no primeiro

ano da avaliação energética do PEN. Nesse momento, estão definidos quais os

montantes armazenados em cada subsistema que poderão ser utilizados de forma

a garantir o suprimento adequado ao menor custo possível.

É importante observar que devido à expansão do parque gerador hidroelétrico

baseada em quase sua totalidade em usinas a fio d’água, sem a agregação de

reservatórios de regularização das usinas hidroelétricas do SIN para fazer frente

ao crescimento da carga, as condições de armazenamentos iniciais têm tido cada

vez mais importância para as avaliações energéticas nos estudos de médio e curto

prazos, impactando principalmente os resultados dos primeiros dois anos do

horizonte de análise de desempenho do SIN, com destaque para os impactos nas

métricas normalmente utilizadas no planejamento da operação energética, como

riscos de déficit, valor esperado da energia não suprida e custos marginais de

operação.

Desta forma, as avaliações das condições de atendimento foram divididas em dois

nos horizontes distintos: dois primeiros anos – (2017 a 2018) - análise conjuntural

e os três anos seguintes – (2019 a 2021) – análise estrutural. No Volume I –

Condições de Atendimento essa divisão do estudo é melhor explorada.

Deve-se destacar que, em termos da operação do SIN, todos os recursos deverão

ser utilizados para garantir o pleno atendimento da carga, dentro dos critérios

preconizados nos Procedimentos de Rede do ONS. Assim, nos últimos anos,

diversas articulações intersetoriais vêm sendo desenvolvidas no sentido de

flexibilizar algumas restrições de caráter de uso múltiplo da água e/ou ambientais

nos principais reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste.

Nesse contexto, é importante uma interpretação cuidadosa dos resultados da

análise de desempenho do SIN, principalmente com relação aos riscos de déficit

de energia calculados pelos modelos matemáticos de avaliação energética.

Não obstante, o monitoramento contínuo das condições meteorológicas e

hidroenergéticas de curto prazo é o que deve indicar a necessidade da aplicação

de medidas operativas que reduzam, na prática, os riscos de algum corte de carga,

inclusive avaliando-se a necessidade de articulações com Agentes do Setor, MME,

MMA, ANA, Ibama e órgãos ambientais estaduais para flexibilização de restrições

operativas de diversas naturezas, tais como de uso múltiplo da água e/ou


ambientais, como já comentado. No limite, podem de fato ser necessárias ações

sobre o consumo de energia elétrica.

Sob esse aspecto, é importante mencionar que a eficiência dessas medidas

operativas, que permitem o pleno atendimento da carga, depende

fundamentalmente do nível de reserva energética do SIN, na qual se inclui a

reserva operativa do sistema para atendimento à demanda máxima e a mitigação

dos impactos da variabilidade e intermitência da geração eólica e/ou solar. O

dimensionamento adequado desta reserva energética constitui uma importante

avaliação dos estudos de planejamento da operação.

Nesse contexto, o PEN 2017, no Volume I – Condições de Atendimento,

apresenta avaliações energéticas que resgatam a aplicação dos chamados

“indicadores de Segurança Energética”, metodologia essa desenvolvida com o

objetivo de subsidiar ações do CMSE/MME frente às expectativas de

armazenamento dos subsistemas elétricos, para um dado conjunto de protocolos

previamente estabelecidos. Cabe destacar que neste PEN 2017 não foram

enumerados tais protocolos, sendo a iniciativa tão somente de identificar a

aplicabilidade dos Indicadores para eventuais aplicações futuras.

Com relação à geração de cenários sintéticos de energia natural afluente (ENA),

é fato que os índices de desempenho do sistema ficam fortemente influenciados

pela adoção da geração de cenários condicionados ao passado recente, não só

no primeiro ano, mas em todos os demais anos do horizonte de planejamento de

médio prazo. Considerando que o Plano da Operação Energética possui uma

característica estrutural para os três últimos anos do horizonte de 5 anos à frente,

a extensão dessa influência da tendência hidrológica além do horizonte de curto

prazo, como no caso do Programa Mensal de Operação – PMO, por exemplo, não

é adequada. Dessa forma, desde o PEN 2013 está sendo adotada a geração de

cenários não condicionados ao passado recente para a avaliação de desempenho

nos últimos três anos.

Com relação às avaliações das condições de atendimento, a Figura 2-1, a seguir,

resume a sistemática básica utilizada nos estudos de planejamento da operação

de médio prazo, com horizonte futuro de cinco anos, período no qual a ampliação

da oferta de geração considerada já está contratada, através dos leilões de

expansão ao menor custo.


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

Como já comentado, nos dois primeiros anos o desempenho do sistema depende

basicamente das condições hidroenergéticas de curto prazo, principalmente dos

níveis de partida ao final da estação chuvosa. Considerando-se que nesse período

qualquer alteração da oferta depende essencialmente da viabilidade da

antecipação de obras já em andamento, seja de geração ou transmissão, as ações

sistêmicas para a segurança do atendimento à carga se limitam a “proteger” o

sistema para diferentes hipóteses de severidade das estações seca (maio a

novembro) e chuvosa (dezembro a abril do segundo ano), através do uso de ações

operativas de curto prazo.

Com relação aos três últimos anos do horizonte de análise, apesar da oferta já

estar contratada através dos leilões de energia nova, pelo princípio básico do

modelo institucional vigente, o ONS deve, se necessário, recomendar ao

CMSE/EPE estudos de viabilidade da expansão adicional e/ou antecipação da

oferta já contratada para aumentar a margem de segurança do sistema, à luz dos

critérios de segurança da operação e do nível de reserva energética que possa

ser necessário para enfrentar situações climáticas adversas.

Adicionalmente, são realizados balanços estáticos de energia sendo estes estudos

importantes para se ter uma avaliação preliminar do equilíbrio estrutural, “Ofer ta

versus Demanda”, permitindo identificar a evolução de alguns atributos da Matriz

de Energia Elétrica.


Finalmente, o Balanço Estático de Ponta tem como objetivo avaliar o atendimento

à demanda máxima em cada subsistema, considerando condições

eletroenergéticas conjunturais e aspectos estruturais relevantes, permitindo assim

uma análise de cunho estratégico, levando-se em consideração as capacidades

de intercâmbios entre as diversas regiões do SIN.


3 Conclusões

1. Considerando a atualização das premissas macroeconômicas para a

1ª Revisão Quadrimestral da Carga, que admite uma taxa média anual de

crescimento do PIB no período 2017/2021 de 2,0% a.a, a carga de energia do

SIN deverá evoluir de 66.376 MWmed em 2017 para 76.402 MWmed em 2021,

o que representa o equivalente a um aumento médio de 3,6% a.a. da carga a

ser atendida no SIN;

2. A capacidade instalada do SIN deverá elevar-se de 142.042 MW, existentes em

31/12/2016, para 166.540 MW, em 31/12/2021. A hidroeletricidade continuará

como a principal fonte de geração de energia, embora sua participação na

matriz sofra uma redução nos próximos cinco anos, passando de

71,5% (101.598 MW) para 68,3% do SIN (113.784 MW);

3. Destaca-se o significativo incremento da capacidade instalada das usinas

eólicas, que passará de 6,8 % da Matriz de Energia Elétrica (9.611 MW em

dezembro de 2016) para 9,7%, equivalente a 16.205 MW instalados ao final de

2021, sem considerar os próximos leilões de energia nova que possam ocorrer

em 2018;

4. Sob o enfoque da análise das condições de atendimento à carga, as avaliações

probabilísticas para o horizonte 2019/2021, com base nos riscos de déficit de

energia, indicam adequabilidade ao critério de suprimento preconizado pelo

Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, na medida em que os riscos

de déficit são inferiores a 5% em todos os subsistemas;

5. A análise dos custos marginais de operação sugere a necessidade de estudos

de viabilidade de reforços na capacidade de exportação dos Subsistemas

Norte/Nordeste, na medida em que estes apresentam custos marginais sempre

inferiores aos demais subsistemas;

6. O balanço estático de energia contratada no SIN indica sobras de energia ao

longo de todo o horizonte. Estas sobras anuais se encontram, a partir de 2017,

no intervalo entre 10,1 GWmed e 14,1 GWmed. Cabe ressaltar que parte dessa

sobra está associada à importante redução do consumo previsto para os

próximos cinco anos. Considerando que a maior parte das sobras está

localizada nos subsistemas Norte e Nordeste, com valores significativos

durante todo o horizonte do estudo, foram realizadas análises especificas para

avaliação da existência de excedentes não transmissíveis nesses subsistemas;

7. Considerando ainda que no subsistema Nordeste existe geração hidráulica

mínima obrigatória, em razão de restrições de uso múltiplo da água no rio São


Francisco, especificamente no reservatório de Sobradinho, foram feitas

avaliações de eventuais restrições de alocação na curva de carga do SIN da

geração total contratada nos leilões. Os resultados indicam que a partir de 2018,

sendo que a partir de 2020 em todos os patamares de carga, poderão ocorrer

montantes de geração térmica não alocável. Os maiores montantes foram

observados no ano de 2020, atingindo valores de 106 MWmed na carga pesada,

251 MWmed na carga média e 1.484 MWmed na carga leve, ou seja, poderá

ocorrer restrição ao uso de geração térmica total contratada do subsistema

Nordeste por limitação na capacidade de exportação de energia desse

subsistema, caso tenhamos nesse ano a condição de defluência 1.300 m3/s em

Sobradinho, conforme orientação do Despacho SRG/ANEEL nº 1.354. Esse

quadro seria atenuado caso não tivesse havido atraso nas obras associadas à

Abengoa;

8. A análise dos excedentes de geração da região Norte indica, em todas as

estações chuvosas de 2017 a 2021, congestionamento de energia, nos três

patamares de carga, sendo os maiores valores observados no patamar de

carga leve, com destaque para o ano de 2019, que apresenta um excedente

médio de 1.925 MWmed (probabilidade de ocorrência de 99%). Esses

resultados ratificam as sugestões emanadas de estudos anteriores de

planejamento de médio prazo do ONS, no sentido de antecipar as obras de

escoamento em 500 kV da UHE Belo Monte;

9. Nesse contexto é entendimento deste Operador que, a localização da nova

oferta decorrente dos próximos LEN e/ou LER deveria priorizar os subsistemas

Sudeste/Centro-Oeste e Sul;

10. Considerando a perda gradativa do grau de regularização do SIN e a

incorporação cada vez maior de usinas ditas de safra (usinas da Amazônia), o

SIN passa a perder sua “inércia hidroenergética”, ou seja, poderá ser cada vez

mais frequente o uso acentuado dos grandes reservatórios de regularização ao

final de cada estação seca, passando-se a depender cada vez mais da estação

chuvosa subsequente para o reenchimento do sistema. Com essa perda de

inércia, o sistema ficará cada vez mais exposto às condições hidroenergéticas

menos favoráveis, o que reforça a tese de que o equilíbrio estrutural é condição

necessária, mas não suficiente, para o equilíbrio conjuntural, cabendo ao ONS

atenção no provimento de eventuais o sistema de medidas operativas de curto

prazo que preservem a segurança eletroenergética do SIN;

11. Destaca-se neste PEN, a aplicação, ainda que preliminar, da metodologia dos

Indicadores de Segurança Energética – ISEN. Muito embora as análises do

PEN se iniciam ao final do período úmido (maio), as avaliações das condições

de atendimento de curto prazo através dos ISEN devem ser realizadas a cada


PMO da estação chuvosa, considerando apenas os resultados obtidos do

primeiro ano de simulação. Desta forma, a aplicação dos ISEN para o horizonte

de curto prazo indicou, para o ano de 2017 no Sudeste/Centro-Oeste, estado

amarelo em janeiro, passando para estado vermelho nos meses subsequentes,

retornando ao estado amarelo em maio. Essa indicação está coerente à

situação hidrológica que foi observada nesse subsistema, quando houve uma

melhora na situação hidrológica ao final da estação chuvosa. Com relação ao

subsistema Nordeste, os Indicadores de Segurança Energética - ISEN

indicaram uma piora em sua situação hidrológica no decorrer dos meses do

primeiro semestre de 2017, com uma elevação significativa do percentual de

cenários em estado crítico. Dessa forma, os indicadores de segurança partiram

de uma indicação amarela em janeiro para uma indicação vermelha, de

fevereiro em diante. Nos demais anos (2018/2021), os ISEN foram verdes para

estes dois subsistemas, o que reforça a constatação do equilíbrio estrutural

visto a partir dos cenários de carga e oferta atuais;

12. Apesar da indicação de sobras de disponibilidade de potência para atender a

demanda máxima do SIN na maior parte do tempo, poderão ser necessárias

ações especiais de despacho para manter o controle de frequência em

situações de aumentos não previstos da demanda máxima em função da

elevação de temperatura nos meses de verão;

13. A disponibilidade de potência hidráulica poderia ser aumentada com a

implantação de novas unidades geradoras em poços provisionados em algumas

usinas hidroelétricas existentes (em torno de 5 GW, segundo inventário da

ABRAGE); e

14. Finalmente, assim como nas avaliações do atendimento à carga de energia,

observou-se, para os estudos de atendimento a demanda máxima uma forte

dependência dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul em relação aos

subsistemas Nordeste e Norte, para a importação de potência, principalmente

nos períodos onde há sobras de disponibilidade na UHE Belo Monte e maior

geração eólica no Nordeste. Entretanto, essas sobras não são totalmente

transferidas, em função de limitação do sistema de transmissão e não seriam

suficientes para eliminar completamente o déficit em alguns meses no final do

horizonte.


4 Recomendações

1. Considerando que os resultados de um estudo dessa natureza estão

intrinsecamente relacionados com as premissas de carga e, principalmente, da

expansão da oferta prevista, é sugestão ao MME/CMSE e a ANEEL a

manutenção do estrito acompanhamento dos cronogramas de expansão da

oferta, com destaque para as seguintes instalações: usinas hidroelétricas -Belo

Monte (11.000 MW), São Manoel (700 MW), Sinop (400 MW), Baixo Iguaçu

(350 MW) e Colíder (300 MW); usinas termoelétricas - Porto do Sergipe I (1.515

MW), Mauá 3 (590 MW) e Pampa Sul (340 MW). Ressalta-se que o cronograma

de obras da UHE Belo Monte apresenta um significativo atraso,

aproximadamente 8.000 MW (6 UGs com atrasos entre 7 a 12 meses – 3.667

MW e 7 UGs com atrasos entre 13 a 24 meses – 4.278 MW);

2. Os resultados das avaliações energéticas deste PEN 2017 identificam, tanto

sob o ponto de vista de atendimento à carga de energia como à demanda

máxima instantânea, a necessidade do desenvolvimento de estudos de

viabilidade econômica de retomada do plano de obras de transmissão

associado ao escoamento da produção da UHE Belo Monte e a garantia da

implementação nos prazos das soluções estruturais de geração e transmissão

previstas no âmbito do Planejamento da Expansão;

3. Face os resultados do balanço de demanda máxima, é importante a

continuidade da evolução metodológica sobre o tema e o estreitamento com as

áreas de planejamento da expansão para retificar/ratificar a eventual

necessidade de ampliação da disponibilidade de potência no SIN e sua

alocação regional;

4. Considerando o perfil atual de expansão da oferta, com parcela significativa de

termoelétricas, parte importante do atendimento da demanda máxima será

realizada com esta fonte. Neste sentido, é oportuno o avanço nos estudos de

criação de incentivos econômicos e regulatórios para motorização dos poços

existentes em algumas usinas já em operação (da ordem de 5 GW), bem como

o aumento de potência hidráulica no SIN, que poderá ser viabilizado através de

repotenciação de usinas existentes e/ou previsão da instalação de potência

adicional em novos projetos hidroelétricos. Para tal, faz-se necessário o

desenvolvimento de mecanismos regulatórios para remunerar esta potência

adicional;

5. Neste contexto, será importante avaliar também a possibilidade de criação de

mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de

capacidade;


6. Não obstante, a avaliação da incorporação de novas usinas térmicas com

tecnologias de projetos que possam ter maior flexibilidade na tomada e

retomada de carga, de forma a fazer frente à participação crescente de fontes

de importante variabilidade/intermitência na Matriz de Energia Elétrica

Brasileira;

7. As análises apresentadas não só demonstram a importância das obras que

foram outorgadas à Abengoa que permitem o escoamento dos excedentes

energéticos dos subsistemas Norte e Nordeste para o subsistema

Sudeste/Centro-Oeste em situações hidroenergéticas desfavoráveis, como

também evidenciam que sejam priorizados leilões de energia nova por fonte e

por região, dando-se ênfase à geração térmica com baixo custo de operação

nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, mitigando-se, assim, o efeito da

perda de regularização do SIN;

8. Mesmo considerando o equilíbrio estrutural da oferta para os próximos cinco

anos, sob a ótica dos critérios vigentes, é importante uma avaliação conjunta,

com o CMSE e EPE/MME, quanto a metodologia de definição de uma reserva

energética (reserva de geração), como prevista em Lei, diferente da Energia de

Reserva para recuperação de lastros físicos. Essa reserva de geração deve ser

prevista na Matriz de Energia Elétrica para o enfrentamento de situações

climáticas desfavoráveis, como as vivenciadas nos anos de 2014 e 2015 para

os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, uma vez que, com a perda

gradual de regularização e o aumento de fontes de grande

variabilidade/intermitência, como eólicas e solares, futuramente, situações

semelhantes poderão também demandar medidas operativas adicionais para o

pleno atendimento da carga com custos elevados para o consumidor final,

mesmo em anos hidrológicos próximos à MLT;

9. É importante a retomada de estudos conjuntos MME/EPE, ANEEL, CCEE,

Agentes e ONS no sentido de avaliar a necessidade de atualização dos

parâmetros que mais impactam o planejamento da expansão e da operação do

SIN como o uso de Mecanismos de Aversão ao Risco (MAR), representados

por superfícies de segurança de armazenamento (SAR), parâmetros do CVaR

e a função de custo do déficit, bem como representação topológica do sistema

hidráulico, aproximando os estudos de médio e longo prazos dos estudos de

programação da operação; e

10. Finalmente é mister informar que a revisão das projeções de mercado a partir

de setembro de 2017 (2ª Revisão Quadrimestral) não impactam os resultados

e análises apresentados neste PEN 2017.


5 Indicadores da Expansão

5.1 Previsões de Carga

As previsões de carga adotadas foram elaboradas em conjunto pela EPE/MME,

pelo ONS e pela CCEE e foram consubstanciadas no Boletim Técnico

ONS/CCEE/EPE – “Previsões de Carga para o Planejamento Anual da Operação

Energética 2017-2021 – 1ª Revisão Quadrimestral”.

A Figura 5-1, a seguir, apresenta a projeção de carga anual considerada neste

PEN 2017, destacando-se o crescimento anual da carga do SIN em MWmed e

em %.

Figura 5-1: Projeção de Carga Anual (MWmed)

Observa-se da Figura 5-1, anterior, uma pequena redução, em torno de

380 MWmed, dos valores da 1ª revisão Quadrimestral – Mai/2017 em comparação

com os do Planejamento Anual de 2017.

Nessas condições espera-se que o PIB cresça 0,5% em 2017 e, ao longo do

período 2017-2021, o crescimento médio esperado do PIB é 2,0% a.a.

288 361 380 379 40266.088

68.043

70.208

72.766

76.000

66.376

68.403

70.588

73.145

76.402

-6.000

-1.000

4.000

9.000

14.000

19.000

60.000

62.000

64.000

66.000

68.000

70.000

72.000

74.000

76.000

78.000

2017 2018 2019 2020 2021

MW

med

Diferenças Mai/2017-Jan/2017 Planejamento Anual de 2017 - Jan/2017

Planejamento Anual de 2017 - (1ª Rev Quad - Mai/2017)

Taxa crescimento 2017-2021 - 3,6%Taxa crescimento 2017-2021 - 3,6%


5.2 Oferta Existente e em Expansão

A Tabela 5-1, a seguir, apresenta a capacidade instalada no SIN em 31/12/2016,

que totaliza 142.042 MW, dos quais 101.598 MW (71,5%) correspondem a usinas

hidroelétricas, incluindo as PCHs e a parcela de Itaipu disponível para o Brasil e

23.177 MW (16,2%) em usinas termoelétricas convencionais e nucleares.

O programa de expansão da oferta de geração teve como referência os

cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de maio de

2017 que prevê para 31/12/2021 um total de 166.540 MW – aumento de

24.498 MW, aproximadamente 17% nos 5 anos do horizonte de estudo. Destaca-

se o crescimento percentual para a expansão das usinas eólicas (68,6%).

Tabela 5-1: Resumo da Evolução da Matriz de Energia Elétrica (MW) - 31/dez

TIPO 2016 2021

Crescimento

2016-2021

MW % MW % MW %

Hidráulica (1) 101.598 71,5 113.784 68,3 12.186 12,0

Nuclear 1.990 1,4 1.990 1,2 - 0,0

Gás/GNL 12.414 8,7 14.518 8,7 2.104 16,9

Carvão 3.174 2,2 3.478 2,1 304 9,6

Biomassa 7.640 5,4 8.313 5,0 673 8,8

Outros (2) 867 0,6 1.308 0,8 441 50,9

Óleo Combustível/Diesel 4.732 3,3 4.732 2,8 - 0,0

Eólica 9.611 6,8 16.205 9,7 6.594 68,6

Solar 16 0,0 2.182 1,3 2.166 -

Total 142.042 100 166.540 100 24.498 17,2

OBS: (1) A contribuição das PCHs e da Compra da UHE Itaipu está considerada na parcela “Hidráulica”. (2) A parcela

“Outros” se refere a outras usinas térmicas com CVU.

Na Figura 5-2, a seguir, é apresentado o detalhamento do incremento anual já

contratado, com 361 novas usinas consideradas na expansão 2017/2021, e a

evolução da potência instalada por fonte, indicando a participação de cada uma

na evolução da Matriz de Energia Elétrica.


Figura 5-2: Evolução da Capacidade Instalada Total do SIN (MW)

Os atrasos nos cronogramas de expansão da oferta são um ponto de atenção,

sendo fundamental o seu permanente acompanhamento pelo DMSE/CMSE. A

Figura 5-3, a seguir, apresenta um levantamento dos atrasos das unidades

geradoras, por fonte, do cronograma de obras considerado neste

PEN 2017 em relação as respectivas datas de outorga.

Figura 5-3: Atraso na Matriz de Energia Elétrica Contratada do SIN (MW)

2.987 3.333 3.1291.763

138

8 9301.933

50

1.792

3.057 1.556

74

115

171

227187

231

20

505

6 60

27

75

393

1.593

180

147.848

156.072162.114

166.142 166.540

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000

0

2.500

5.000

7.500

10.000

12.500

15.000

17.500

20.000

2017 2018 2019 2020 2021

Cap

acid

ade

Inst

alad

a (M

W)

Incr

em

en

to A

nu

al (

MW

)

Incremento Anual UHE Incremento Anual UTE Incremento Anual UEEIncremento Anual PCH Incremento Anual Biomassa Incremento Anual UFVCapacidade Instalada (MW)

+8.224+6.042

+4.028 +398

+5.806


Destaca-se da Figura 5-3, anterior, um significativo atraso na fonte hidroelétrica

(9.100 MW), dos quais aproximadamente 8.000 MW referem-se ao atraso no

cronograma de obras da UHE Belo Monte, que pode chegar a valores de até 24

meses. A fonte eólica também apresenta um atraso significativo, onde 159 usinas

seguem com seu cronograma inicial alterado, o maior montante (1.409 MW) está

na faixa de 7 a 12 meses de atraso.

Complementado essa análise, a Figura 5-4, a seguir apresenta a divisão dos

atrasos nas categorias de obras em construção e não iniciadas.

Figura 5-4: Potência Atrasada por Fonte – Obras em Construção e Não Iniciadas

O montante de geração térmica disponível e seu custo para despacho são fatores

determinantes no novo perfil da oferta no SIN. A Figura 5-5, a seguir, apresenta a

distribuição, por fonte, dos Custos Variáveis Unitários – CVUs do parque

termoelétrico previsto para entrar em operação até 2021. Pode-se observar, além

da grande interseção entre os custos das diversas fontes, uma elevada dispersão

com custos para despacho variando de 17 até 37 vezes superior ao da fonte mais

barata (nuclear).

150 MW

452 MW

182 MW2.225 MW

344 MW

8.997 MW

944 MW

197 MW1.566 MW

590 MW

5 usinas 10 usinas 31 usinas

0 usinas

159 usinas 33 usinas

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

UHE UTE PCH BIO UEE UFVObra Não Iniciada Obra Em Construção


Figura 5-5: Distribuição dos Custos Variáveis Unitários por Fonte [R$/MWh]

Outro ponto de destaque da matriz de geração termoelétrica é a relação

CVU (R$/MWh) e Disponibilidade (MWmed) apresentada na Figura 5-6, a seguir.

Figura 5-6: Custo X Disponibilidade de Geração Térmica do SIN

Óleo

Carvão

Gás/GNL

Outros

Nuclear

CVU [R$/MWh]

20,12

29,13

50,13

511,77

301,97

1.076,79

50,00

486,49

510,12

(N)

(18xN)

(37xN)

(17xN)

(18xN)

60,00

1.794 MWmed

700 MWmed

8.849 MWmed

1.989 MWmed

3.480 MWmed


Observa-se na Figura 5-6, anterior, que a faixa de CVU em que há o maior

incremento de geração térmica está entre 100,00 R$/MWh e 150,00 R$/MWh,

onde é acrescido um montante de aproximadamente 3.000 MWmed de

disponibilidade. Para os CVU mais elevados, na faixa de 800,00 R$/MWh a

1.070,00 R$/MWh, não há um incremento de disponibilidade térmica significativo,

o que acaba colaborando para a volatilidade dos CMOs quando do despacho de

geração térmica nessa faixa de disponibilidade, o que inclusive explica a alteração

de bandeiras tarifárias entre PMOs.

5.3 Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2017 e 2021

Nos estudos do PEN 2017, objetivando avaliar as condições de atendimento ao

SIN com base em uma configuração representativa da prática operativa, foram

representados como subsistemas independentes, além do Sudeste/Centro-Oeste,

Sul, Nordeste e Norte, os sistemas elétricos Acre-Rondônia (AC/RO), Manaus,

Amapá, as UHEs do Complexo do rio Madeira, a UHE Belo Monte e a UHE Itaipu.

A Figura 5-7, a seguir, esquematiza a configuração eletroenergética adotada no

PEN 2017, incluindo os nós fictícios Imperatriz, Xingu, Jurupari e Ivaiporã. Esses

nós não possuem geração ou carga associados.

Figura 5-7: Configuração Eletroenergética para o PEN 2017


As interligações inter-regionais propiciam a transferência de grandes blocos de

energia entre os subsistemas, permitindo que o ONS, através da operação

integrada do SIN, explore a diversidade hidrológica entre regiões, o que resulta

em ganhos sinérgicos consideráveis e aumento da segurança do atendimento ao

mercado. A integração entre subsistemas contribui para a expansão da oferta de

energia e para a otimização dos recursos energéticos, através da

complementaridade energética existente entre os referidos subsistemas.

Não obstante, grandes interligações com transferências de grandes blocos de

energia aumentam sobremodo a complexidade do planejamento, da programação

e da operação elétrica do SIN, no que diz respeito à segurança operativa.

No Volume II – Relatório Complementar do PEN 2017 são apresentados os

valores de limites de intercâmbio considerados para efeito de simulação com o

modelo NEWAVE e o detalhamento da modelagem adotada para representação

destes limites.


6 Principais Resultados do PEN 2017

As avaliações energéticas foram realizadas com base no Modelo NEWAVE Versão

23 Linux, considerando 2.000 séries sintéticas de energias naturais afluentes e o

histórico de energias naturais afluentes.

No Volume I – Condições de Atendimento estão detalhados os resultados das

avaliações intituladas “Análise Conjuntural (2017/2018)”, onde se destacam as

avaliações prospectivas para 2017 e 2018 e avaliações probabilísticas para esse

mesmo horizonte, procurando-se avaliar a evolução dos armazenamentos de cada

subsistema e os requisitos de ENAs para atingir níveis de segurança operativos

referenciais.

As avaliações prospectivas, para o ano de 2017, foram realizadas com os

resultados de uma simulação determinística a partir da previsão de vazões

afluentes para um cenário de valor esperado (VE) e de limite inferior (LI).

A Figura 6-1 e a Figura 6-2, a seguir, apresentam as evoluções dos

armazenamentos equivalentes dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e

Nordeste, respectivamente, para a estação seca de 2017, considerando cenários

hidrológicos para o Valor Esperado (VE) e Limite Inferior (LI).

Figura 6-1: Evolução dos Armazenamentos do Sudeste/Centro-Oeste


Figura 6-2: Evolução dos Armazenamentos do Nordeste

A expectativa é que no final de novembro de 2017 os níveis dos subsistemas

Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste atinjam, respectivamente, os valores de 25,4%

e 8,7% do armazenamento máximo, quando do cenário do valor esperado e 8,7%

e 3,9%, quando do cenário do limite inferior.

A Figura 6-3 e a Figura 6-4, a seguir, apresentam as curvas de permanência do

armazenamento ao final da estação seca de 2017 (novembro/2017) para os

subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, permitindo-se

avaliar as probabilidades de atingimento de cada um dos armazenamentos

supracitados.


Figura 6-3: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Nov/2017 – SE/CO

Da Figura 6-3, anterior, observa-se que, para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste,

a probabilidade de ocorrência de armazenamentos inferiores aos 25,4% de

EARmáx, resultantes da simulação com o valor esperado da previsão, é 62,1%.

Para o nível associado à simulação com o limite inferior da previsão, a

probabilidade é 9,3%.

Com relação ao subsistema Nordeste, observa-se na Figura 6-4, a seguir, que a

probabilidade de ocorrência de armazenamentos inferiores aos 8,7% de EARmáx,

resultantes da simulação com o valor esperado da previsão, é 44,3%. Para o nível

de 3,9% EARmáx, associado à simulação com o limite inferior da previsão, a

probabilidade é 19,0%.

Probabilidade de EAR < 25,4% EARmáx (VE): 62,1%

Probabilidade de EAR < 8,7% EARmáx (LI): 9,3%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

En

erg

ia A

rma

zen

ad

a (

% E

AR

má

x)

Probabilidade

23%

Média

Energia Armazenada (% EARmáx)

21%

Mediana

30%

1º quartil (25%)

15%

3º quartil (75%)


Figura 6-4: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Nov/2017 – Nordeste

A partir da edição deste PEN 2017, sistematicamente serão editados boletins

atualizados de acompanhamento desta evolução dos armazenamentos.

Na avaliação prospectiva para 2018, considerando a significativa influência dos

armazenamentos ao final da estação seca de 2017 nas condições de atendimento

de 2018, quando haverá uma forte dependência da estação chuvosa deste ano

para reenchimento do sistema, foram feitas avaliações de requisitos de ENAs em

diferentes períodos que permitiriam o atingimento de níveis mínimos de segurança

capazes de garantir o atendimento da carga de 2018.

Os resultados destas avaliações indicam que para o subsistema

Sudeste/Centro-Oeste o atingimento de 20% EARmáx em novembro de 2018 irá

exigir armazenamento ao final de abril de 2018 de 75% EARmáx, e o subsistema

Nordeste 34% EARmáx, no caso de ocorrência da segunda pior ENA na estação

seca de 2018.

Em contrapartida, para se atingir o armazenamento mínimo de 30% EARmáx em

novembro de 2018, considerando a segunda pior ENA na estação seca de 2018,

seria necessário um armazenamento mínimo ao final de abril deste ano de

85% EARmáx no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e de 45% EARmáx no

subsistema Nordeste.

Probabilidade de EAR < 8,7% EARmáx (VE): 44,3%

Probabilidade de EAR < 3,9% EARmáx (LI): 19,0%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Ene

rgia

Arm

aze

nad

a (%

EA

R m

áx)

Probabilidade

11%

Média

Energia Armazenada (% EARmáx)

10%

Mediana

15%

1º quartil (25%)

5%

3º quartil (75%)


Em complemento à análise determinística para 2018 apresentada anteriormente,

foi realizada uma simulação com 2.000 séries sintéticas de ENA a partir dos níveis

prospectados para o final de novembro de 2017 e apresentados na Figura 6-1 e

na Figura 6-2 (considerando o valor esperado da previsão de vazão para o ano de

2017). Alguns resultados dessa simulação estão apresentados a seguir.

Na Figura 6-5, a seguir, estão todas as trajetórias de energia armazenada, série a

série, para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

Figura 6-5: Energia Armazenada Final - 2.000 séries sintéticas - Sudeste/Centro-Oeste

Observa-se na Figura 6-5, anterior, que a simulação probabilística para 2018

indica valores médios de energia armazenada para o final do período úmido da

ordem de 69,5% EARmáx, chegando ao final de novembro de 2018 com uma

probabilidade de 4,1% de ocorrência de níveis iguais ou inferiores a 10% EARmáx.

Na Figura 6-6, a seguir, estão todas as trajetórias de energia armazenada, série a

série, para o subsistema Nordeste.

4,1% das sériesabaixo de 10%

EARmáx

Simulação Determinística 2017 Simulação Estocástica 2018/2021

Média


Figura 6-6: Energia Armazenada Final - 2.000 séries sintéticas – Nordeste

Observa-se na Figura 6-6, anterior, que os valores médios de energia armazenada

para o final do período úmido foram da ordem de 67,3% EARmáx, chegando ao

final de novembro de 2018 com uma probabilidade de 8% de ocorrência de níveis

iguais ou inferiores a 10% EARmáx.

Em seguida, a Figura 6-7 e a Figura 6-8 apresentam as curvas de permanência de

armazenamento para o final da estação chuvosa 2017/2018 para o subsistema

Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, destacando-se os requisitos

de armazenamento para abril/2018 apontados anteriormente.

8% das sériesabaixo de 10%

EARmáx

Média

Simulação Determinística 2017 Simulação Estocástica 2018/2021


Figura 6-7: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Abril/2018 – SE/CO

Figura 6-8: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Abril/2018 – Nordeste

71% das séries estão abaixo de 85% EARmáx


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Ene

rgia

Arm

aze

nad

a (%

EA

R m

áx)

Probabilidade



0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Ener

gia

Arm

azen

ada

(% E

AR

máx

)

Probabilidade


A Tabela 6-1, a seguir, apresenta os riscos de déficit de energia para o período

2019/2021. Observa-se que em todos os anos os riscos de déficit estão inferiores

ao critério de garantia postulado pelo CNPE (risco máximo de 5%) em todos os

subsistemas, exceto para o subsistema Amapá. No Volume I – Condições de

Atendimento é apresentada uma análise detalhada do atendimento ao

subsistema Amapá.

Tabela 6-1: Riscos de Déficit de Energia (%) – Avaliação Estrutural

Subsistema 2019 2020 2021

SUDESTE/CENTRO-OESTE

PROB (Qualquer Déficit) 0,6 0,3 0,2

PROB (Déficit>1%Carga) 0,5 0,1 0,2

SUL



NORDESTE



NORTE



ACRE/RONDONIA


PROB (Déficit > 1% Carga) 0,6 0,2 0,2

MANAUS



AMAPÁ



É importante observar que estes resultados refletem as simulações com a curva

de custo do déficit de um patamar e a não consideração da tendência hidrológica.


A Figura 6-9, a seguir, apresenta, as curvas de permanência de CMO para o

período 2019 a 2021, onde é evidente a grande dispersão desses resultados,

valores que podem ir de 0 a valores acima de 3.500 R$/MWh, embora com baixa

probabilidade de ocorrência desses valores elevados.

Figura 6-9: Curvas de Permanência dos CMOs 2019-2021 – R$/MWh

Observa-se que, em todo o horizonte, os CMOs médios anuais são inferiores aos

193,00 R$/MWh estimados pela EPE como Custo Marginal de Expansão – CME

para todos os subsistemas, a exceção do subsistema Amapá, conforme Nota

Técnica nº EPE-DEE-RE-010/2016-r0.

Com relação a este último subsistema, foram feitas análises adicionais que são

apresentadas no Volume I - Condições de Atendimento.

Os subsistemas Norte e Nordeste têm, em geral, CMOs inferiores aos demais

subsistemas, indicando a necessidade de se avaliar a viabilidade econômica de

ampliação da capacidade de exportação do Norte/Nordeste para o

Sudeste/Centro-Oeste e Sul.

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

500,00

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%

R$

/MW

h

Curva de Permanência CMOs N

2019 2020 2021

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

500,00

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%

R$

/MW

h

Curva de Permanência CMOs Sul

2019 2020 2021

SE/CO Sul

Nordeste Norte

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

500,00

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%

R$

/MW

h

Curva de Permanência CMOs SE/CO

2019 2020 2021

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

500,00

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%

R$

/MW

h

Curva de Permanência CMOs NE

2019 2020 2021

Ano Média1º Quartil

(25%)

3º Quartil

(75%)Máximo

2019 58,25 4,32 52,25 3.781,81

2020 55,93 11,93 67,73 2.768,90

2021 70,55 20,89 78,22 2.917,03


(25%)

3º Quartil

(75%)Máximo

2019 58,20 4,31 52,25 3.781,81

2020 55,81 11,88 67,72 2.768,90

2021 70,39 20,71 77,95 2.917,02


(25%)

3º Quartil

(75%)Máximo

2019 27,45 2,97 35,88 2.016,38

2020 44,17 10,40 60,23 1.501,81

2021 57,20 19,59 70,55 1.862,55


(25%)

3º Quartil

(75%)Máximo

2019 29,19 3,11 36,88 2.352,86

2020 48,11 11,18 61,07 2.151,57

2021 62,39 19,94 70,77 2.717,04


Também no Volume I - Condições de Atendimento, são apresentadas análises

energéticas adicionais referentes ao:

Balanço estático de energia, sinalizando que no horizonte 2017/2021

existem sobras estruturais de energia. Contudo, os resultados indicam que

a hidroeletricidade terá uma participação no atendimento à carga da ordem

de 75%, o que indica que as demais fontes como eólicas e termoelétricas

terão um papel cada vez mais importante no atendimento ao mercado.

Balanço Estático Complementar para o Subsistema Nordeste indicando a

não alocação, em todos os patamares de carga, de sua geração térmica

disponível a partir do ano de 2020, considerando-se restrição de vazão

mínima de 1.300 m³/s.

Análise dos Excedentes de Geração da Região Norte, onde observa-se

que, em todas as estações chuvosas de 2017 a 2021, ocorre

congestionamento de energia, nos três patamares de carga. O

congestionamento tende a ser maior no patamar de carga leve, pois como

a carga é menor neste patamar consequentemente a energia excedente é

maior. Esses resultados ratificam as recomendações emanadas de

estudos anteriores de planejamento de médio prazo do ONS, no sentido

de antecipar as obras de escoamento em 500 kV da UHE Belo Monte.

Indicadores de Segurança Energética – ISEN, onde a medida da

segurança do atendimento aos requisitos energéticos do SIN se traduz

pelo posicionamento do estoque de energia em relação a curvas de

requisitos de armazenamento definidas para condições hidroenergéticas

de segurança do atendimento, previamente fixadas.

Os ISEN podem se constituir em elementos de acompanhamento da

evolução dos armazenamentos de cada subsistema para cada estação

climática, permitindo a tomada de decisões que visam garantir o

atendimento ao mercado, segundo protocolos que deverão ser

previamente ajustados pelo Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico

– CMSE.


7 Avaliações Energéticas Adicionais

7.1 Impactos das Usinas da Amazônia na Operação do SIN

Nos Planos da Operação recentes têm sido apontados os impactos da operação

das usinas da Amazônia, que apresentam, como características marcantes, a falta

de reservatórios de regularização e valores de produção elevados na estação

chuvosa e bastante reduzidos na estação seca.

Considerando-se que estas usinas são a fio d´água, a geração delas será

inflexível, ou seja, toda a geração disponível deverá ser despachada para os

centros de consumo, através de longos sistemas de transmissão, e/ou

armazenada nos demais reservatórios do SIN, desde que estes possam recolher

geração para absorver eventuais excedentes.

A Figura 7-1, a seguir, ilustra como poderá ser o impacto dessa geração na curva

de carga mensal projetada entre 2017 e 2021.

Figura 7-1: Alocação da Geração do Complexo Madeira e Belo Monte na Curva de Carga

A parte superior da Figura 7-1, anterior, representa a curva de carga do SIN e a

parte inferior seria uma curva de carga remanescente, abatida da geração

esperada das usinas do Complexo Madeira e de Belo Monte, uma vez que estas

gerações serão inflexíveis, pela inexistência de reservatórios de acumulação,

como já comentado. Dessa forma, a expectativa é de que à medida que estas

52.000

54.000

56.000

58.000

60.000

62.000

64.000

66.000

68.000

70.000

72.000

74.000

76.000

78.000

80.000

82.000

84.000

mai

/17

jun

/17

jul/

17ag

o/1

7se

t/17

out/

17no

v/17

dez

/17

jan

/18

fev/

18m

ar/1

8a

br/

18

mai

/18

jun

/18

jul/

18ag

o/1

8se

t/18

out/

18no

v/18

de

z/1

8ja

n/1

9fe

v/19

mar

/19

ab

r/1

9m

ai/1

9ju

n/1

9ju

l/19

ago

/19

set/

19ou

t/19

nov/

19d

ez/

19

jan

/20

fev/

20m

ar/2

0ab

r/2

0m

ai/2

0ju

n/2

0ju

l/20

ago

/20

set/

20ou

t/20

nov/

20d

ez/

20

jan

/21

fev/

21m

ar/2

1ab

r/2

1m

ai/2

1ju

n/2

1ju

l/21

ago

/21

set/

21ou

t/21

nov/

21d

ez/2

1

MW

med

Curva de Carga do SIN

Estação Seca

Estação Chuvosa

Estação Seca

Estação Chuvosa

Estação Seca

Estação Seca

Estação Seca

Geração Madeira + Belo Monte

16

.19

0

2.6

21

Curva de carga remanescente do SIN após Madeira e B. MonteMaq

. 5

/18

BM

on

te (

abr/

17

)

Maq

. 1

8/1

8 B

Mo

nte

(ag

o/2

0)

Estação Chuvosa


usinas terminem de motorizar, haja um evidente deslocamento virtual dos meses

de maior consumo máximo do SIN, que ocorrem nas estações chuvosas e que

passariam a ser “percebidos” pelas demais usinas do SIN apenas nas estações

secas, permitido, dessa forma, que durante as estações chuvosas as usinas da

Amazônia possam contribuir para a recuperação dos reservatórios de

regularização, através de uma menor geração destes, deslocando o início do

período de deplecionamentos nas estações secas, desde que sejam viáveis estas

operações sob o ponto de vista da segurança do sistema elétrico e flexibilizadas

as restrições de cunho ambiental.

No entanto, caso as estações chuvosas das demais regiões permitam o

reenchimento dos principais reservatórios de regularização, poderá haver

situações de não alocação da geração das usinas da Amazônia na curva de carga

do SIN, principalmente no período de carga leve.

7.2 Impactos da Geração Eólica na Operação do SIN

No passado recente, a geração eólica tem se mostrado essencial para o

atendimento à carga do SIN, principalmente sob condições hidrológicas críticas,

conforme observado entre os anos de 2014 e 2016. No Nordeste, por exemplo, a

geração eólica já foi responsável pelo atendimento de 71% da carga em base

horária, e mais de 40% em base mensal.

A expressiva geração de energia eólica no Nordeste tem sido também responsável

pelo atendimento energético deste subsistema, possibilitando o replecionamento

de importantes reservatórios da região. Além dos benefícios citados, a rápida

expansão dessa fonte também tem trazido desafios para a operação em tempo

real, dentre os quais pode-se destacar: alta variabilidade, inclusive intermitências

em algumas plantas em intervalos curtos de tempo (rampas e rajadas) e difícil

previsibilidade, não só na etapa da programação diária (D-1) como durante a

operação em tempo real.

Com um crescimento expressivo, é fundamental que a geração eólica seja bem

caracterizada e representada no âmbito do planejamento da operação energética,

da programação mensal e da operação em tempo real. Destacando-se, ainda, a

existência dois perfis distintos e complementares de geração eólica no Nordeste:

interior (ex: Bahia) e litoral (ex: Rio Grande do Norte). Enquanto a geração das

usinas no interior é mais alta na carga leve e baixa nas cargas média e pesada,

no litoral a situação é oposta, havendo maior geração no período de carga média

e pesada, e menor no período de carga leve.


A viabilização de projetos, em especial no interior da Bahia, vem modificando a

participação das usinas eólicas do litoral e interior na capacidade instalada eólica

do Nordeste. A capacidade instalada do litoral que correspondeu a 90% do total

em 2012, reduzirá para 42% a partir de 2020.

Este novo paradigma na operação do SIN traz, porém, desafios ligados

principalmente à intermitência/variabilidade dessa fonte. Atualmente, a

variabilidade da geração eólica vem sendo mitigada com a atuação dos sistemas

de Controle Automático de Geração (CAG) das usinas hidroelétricas da região

Sudeste/Centro-Oeste, uma vez que o CAG do Nordeste está desligado em função

da crise hídrica da bacia do rio São Francisco, que prioriza o uso da água do rio

para outros fins que não apenas de geração de energia elétrica. Tal fato permite

a manutenção da frequência nominal e da segurança operacional elétrica do SIN.

Todavia, é necessário estabelecer requisitos mínimos para controle dos parques

eólicos e critérios para a segurança operativa, especialmente no que diz respeito

à definição da reserva de potência operativa.

Ao passo que a operação das eólicas já está bem consolidada na matriz de energia

elétrica do SIN, a maior parte das usinas solares fotovoltaicas, provenientes dos

últimos Leilões de Reserva, entrarão em operação comercial durante os próximos

anos, num montante superior a 2 GW instalados, trazendo novos desafios

operativos e de previsibilidade nas diversas etapas da operação do SIN.

7.3 Análises de Sensibilidade à Carga

As análises de sensibilidade têm por objetivo avaliar o impacto nos índices de

desempenho do SIN ocasionado por uma eventual alteração nas premissas da

oferta ou da demanda de energia elétrica no horizonte de análise do planejamento

da operação.

Nesse contexto, destaca-se o Cenário de Sensibilidade à Carga, onde

considera-se uma antecipação de aproximadamente um ano no crescimento da

demanda de energia elétrica no período 2017/2021. A Figura 7-2, a seguir,

apresenta uma comparação entre a projeção de carga do SIN, com crescimento

médio de 3,6% no período 2017/2021, e o Cenário de Sensibilidade, que considera

um crescimento médio de 5,0% no mesmo período.


Figura 7-2: Cenário de Sensibilidade à Carga - MWmed

Os resultados detalhados estão apresentados no Volume I – Condições de

Atendimento e indicam que é possível atender uma carga com um crescimento

de até 5%, no período de 2017-2021, correspondendo a uma antecipação de

aproximadamente um ano em seu comportamento.

7.4 Balanço Estático de Demanda Máxima

A avaliação de atendimento à demanda máxima do SIN tem sido objeto recorrente

de aperfeiçoamentos metodológicos nas últimas edições do PEN, inclusive com

constantes interações com as equipes de planejamento da EPE, no sentido de

subsidiar as decisões com relação aos aspectos regulatórios e de investimentos

que terão que ser direcionados para a garantia de atendimento a esse requisito.

O objetivo desta avaliação é destacar pontos de atenção no atendimento à

demanda máxima do SIN, na eventual ocorrência de cenários críticos de

disponibilidade de potência nas usinas do SIN.

O Balanço Estático de Demanda Máxima do SIN, apresentado neste PEN 2017, é

uma avaliação de cunho estratégico e tem, como objetivo principal, identificar a

existência de potência disponível no SIN para o atendimento à sua demanda

máxima, no horizonte de maio de 2017 a dezembro de 2021. Nessas avaliações,

66.376

68.403

70.588

73.145

76.402

66.376

69.417

72.773

75.702

79.659

60.000

62.000

64.000

66.000

68.000

70.000

72.000

74.000

76.000

78.000

80.000

82.000

2017 2018 2019 2020 2021

MW

me

d

Cenário de Referência Cenário de Sensibilidade à Carga

~ 1 ano de

antecipação

Taxa de Crescimento 2017-20121 : 5,0%

Taxa de Crescimento 2017-20121 : 3,6%


são considerados aspectos estruturais relevantes e é adotada a premissa de

priorização de alocação da reserva de potência no subsistema Sudeste/Centro-

Oeste, em aderência às práticas operativas atuais.

Esse balanço é denominado Estático por não considerar o acoplamento temporal

entre os meses, o que significa que não será feita a coordenação de recursos

hidroelétricos para atendimento à demanda máxima no período seguinte.

As disponibilidades de potência para as usinas hidroelétricas são obtidas

diretamente através de simulação com o Modelo de Simulação a Usinas

Individualizadas para Subsistemas Hidrotérmicos Interligados – SUISHI.

A potência disponível para as usinas hidroelétricas considera um cenário crítico,

sendo obtida a partir do percentil 5% da distribuição de probabilidades da variável

“Potência Disponível”, resultante de uma simulação hidrotérmica com o modelo

SUISHI. Para as UHEs do Nordeste foi considerada uma disponibilidade hidráulica

reduzida em 2017, considerando defluência máxima de 700 m³/s no rio São

Francisco.

A descrição da metodologia, demais premissas consideradas nessa avaliação e

resultados complementares são apresentados no Volume I – Condições de

Atendimento. Os dados utilizados são apresentados no Volume II – Relatório

Complementar.


7.4.1 Resultados do Balanço de Demanda Máxima

Na Figura 7-3, a seguir, são apresentados, para o SIN, os montantes de

excedentes de disponibilidade de potência no horizonte considerado, incluindo os

requisitos de reserva de potência operativa.

Figura 7-3: Montantes de Disponibilidade de Potência no SIN, incluindo os requisitos de

reserva operativa

Obs: Disponibilidade hidráulica reduzida nas UHEs do Nordeste em 2017, defluência máxima 700 m³/s no rio São Francisco

Ponto de atenção deve ser dado para o final de 2017 pois observa-se, do gráfico

anterior, que no último trimestre de 2017 existe uma expectativa de não existência de

sobras de potência no SIN.

Na Figura 7-4, a seguir, é apresentado o balanço de demanda máxima detalhados,

para o mês de novembro de 2017, onde foram verificadas no SIN as maiores

intensidades de déficit no atendimento à demanda.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

mai

-17

jul-

17

set-

17

no

v-1

7

jan

-18

mar

-18

mai

-18

jul-

18

set-

18

no

v-1

8

jan

-19

mar

-19

mai

-19

jul-

19

set-

19

no

v-1

9

jan

-20

mar

-20

mai

-20

jul-

20

set-

20

no

v-2

0

jan

-21

mar

-21

mai

-21

jul-

21

set-

21

no

v-2

1

MW

Déficit Sobra Reserva

Utilização da reserva operativa de potência para

atendimento à carga

Mesmo havendo potência disponível no subsistema Nordeste, a

transferência para o Sudeste/Centro-Oeste fica limitada


Figura 7-4: Balanço de Demanda Máxima – Novembro/2017

Obs: A carga do SIN considera a reserva operativa (5%)

Na Figura 7-4, anterior, observa-se que em novembro de 2017 os subsistemas

Nordeste, Norte e Sul apresentam balanços negativos e no subsistema

Sudeste/Centro-Oeste não há sobras de potência. Entretanto, como não há

indicações de esgotamento da capacidade de troca de intercâmbios, a utilização de

86% da reserva operativa do SIN será suficiente para pleno atendimento a carga.

Esta situação poderá ocasionar uma degradação da “segurança elétrica” provida pelo

CAG e, neste caso, poderão ser necessárias ações operativas específicas que

possibilitem atendimento à demanda máxima dentro dos critérios exigidos.

O aumento da demanda máxima, sem uma adequada contrapartida da oferta de

geração, ocasiona redução das sobras ao longo do horizonte de estudo. Desta forma,

para o último trimestre de 2021 observa-se a expectativa de ocorrência de déficits,

Na Figura 7-5, a seguir, observa-se que mesmo havendo potência disponível no

subsistema Nordeste, não foi possível alocar a sobra de potência no subsistema

Sudeste/Centro-Oeste, em função da limitação na capacidade de transmissão no

trecho Nordeste/Serra da Mesa e limite da exportação do subsistema Nordeste. A

utilização de toda a reserva operativa ainda disponível reduziria, mas não

eliminaria o déficit, que atingiria o valor de 4.393 MW.

SUL

NORTENE

SE/CO

92.152

Carga do SIN 4.534

6.014

Itaipu

0

RSE: 3.514

RSUL: 2.500

2.837FSM:

Exportação p/ Imperatriz 0

Carga (13.561) + Reserva (678)

Hidráulica (2.462) + PCH (54)

14.239

2.516

Balanço -1.898

Térmica (4.634) + BIO (225) 4.859

Eólica (4.742) + Solar (224) 4.966

Importação do Sudeste 0

Ge

raçã

o

Eólica (660) + Solar (2) 662



17.562

12.180

Balanço -994

Térmica (916) + BIO (310) 1.226

Importação do Sudeste 2.500

Ge

raçã

o

Norte

Nordeste

Sul

Exportação p/ Imperatriz 0



6.983

3.125

Balanço -872

Térmica (2.954) + BIO (32) 2.986

Eólica (0) + Solar (0) 0Ge

raçã

o

Carga (50.827) + Reserva (2.541)

Hidráulica* (42.298) + PCH (1.833)

53.368

44.131

Balanço 0

Térmica (8.764) + BIO (2.962) 11.726

Eólica (11) + Solar (0) 11

*Contempla UHE Itaipu e injeção em Gurupi e S. Mesa

Intercâmbio c/ Imperatriz 0

Import. do Norte (Bipolo) 0

Exportação p/ Sul 2.500

Ge

raçã

o

Sudeste/Centro-Oeste

0EXP. N: 0RNE:

0FSENE:

Balanço SIN

<Reserva

Operativa

-3.764 MW 4.388 MW86% da reserva


Destaca-se que se não houvesse congestionamento no sistema de transmissão a

sobra de potência no Nordeste, 3.670 MW, junto com sua reserva operativa,

791 MW, poderiam eliminar por completo o déficit anteriormente citado, mas para

isto seriam necessários investimentos na ampliação da transmissão.

Figura 7-5: Balanço de Demanda Máxima – Novembro/2021

Obs: A carga do SIN considera a reserva operativa (5%)

Como sensibilidades deste estudo foram avaliadas, com mais detalhes, as

condições de atendimento no final de 2017 e de 2021, envolvendo a continuidade

de cenário crítico de afluências no Nordeste ou a disponibilização de oferta térmica

adicional através da UTE Novo Tempo em 2021, no subsistema Sudeste/Centro-

Oeste. As avaliações poderão ser consultadas no item 9.9 do Volume I –

Condições de Atendimento, e mostram que no caso da ocorrência de um cenário

crítico no Nordeste em 2021 há um aumento significativo no déficit de potência do

SIN. Por outro lado, a oferta adicional da UTE Novo Tempo, neste ano, não elimina

o déficit de potência, porém contribui para sua redução.

SUL

NORTENE

SE/CO

105.278

Carga do SIN 4.012

5.811

Itaipu

3.500EXP.NE:

0

RSE: 3.611

RSUL: 2.200

4.088FSM:

1.203 1.000FSENE:

Exportação p/ Imperatriz 3.500



16.601

10.520

Balanço 3.670

Térmica (5.950) + BIO (223) 6.173

Eólica (7.250) + Solar (827) 8.077

Exportação p/ Sudeste 1.000

Ge

raçã

o

Importação de Imperatriz 3.500



8.381

2.961

Balanço 0

Térmica (2.980) + BIO (32) 3.012

Eólica (109) + Solar (2) 111

Exportação p/ SE/CO (Bipolo) 1.203

Ge

raçã

o

Eólica (677) + Solar (2) 679


Hidráulica (9.110) + PCH (1.001)

19.888

10.111

Balanço -5.190

Térmica (1.398) + BIO (310) 1.708

Importação do Sudeste 2.200

Ge

raçã

o

Norte

Nordeste

Sul

Carga (57.532) + Reserva (2.877)

Hidráulica* (43.117) + PCH (2.025)

60.409

45.142

Balanço -3.426

Térmica (8.797) + BIO (3.030) 11.827

Eólica (11) + Solar (0) 11

*Contempla UHE Itaipu e injeção em Gurupi e S. Mesa

Exportação p/ Imp. +NE 1.000

Import. do Norte (Bipolo) 1.203

Exportação p/ Sul 2.200

Ge

raçã

o

Sudeste/Centro-Oeste

3.500IMP. N:

As restrições de escoamento do Nordeste impedem a transferência de

potência para o Sul e SE/CO

Intercâmbio no limite máximo (4.500 MW)

BalançoNorte + Sul + SE/CO

-8.616 MW

100% da reserva + déficit de 4.393 MW


Lista de figuras e tabelas

Figuras

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

Operação 8

Figura 5-1: Projeção de Carga Anual (MWmed) 15

Figura 5-2: Evolução da Capacidade Instalada Total do SIN (MW) 17

Figura 5-3: Atraso na Matriz de Energia Elétrica Contratada do SIN

(MW) 17

Figura 5-4: Potência Atrasada por Fonte – Obras em Construção e

Não Iniciadas 18

Figura 5-5: Distribuição dos Custos Variáveis Unitários por Fonte

[R$/MWh] 19

Figura 5-6: Custo X Disponibilidade de Geração Térmica do SIN 19

Figura 5-7: Configuração Eletroenergética para o PEN 2017 20

Figura 6-1: Evolução dos Armazenamentos do Sudeste/Centro-

Oeste 22

Figura 6-2: Evolução dos Armazenamentos do Nordeste 23

Figura 6-3: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de

Nov/2017 – SE/CO 24


Nov/2017 – Nordeste 25

Figura 6-5: Energia Armazenada Final - 2.000 séries sintéticas -

Sudeste/Centro-Oeste 26

Figura 6-6: Energia Armazenada Final - 2.000 séries sintéticas –

Nordeste 27


Abril/2018 – SE/CO 28


Abril/2018 – Nordeste 28


Figura 6-9: Curvas de Permanência dos CMOs 2019-2021 –

R$/MWh 30

Figura 7-1: Alocação da Geração do Complexo Madeira e Belo

Monte na Curva de Carga 32

Figura 7-2: Cenário de Sensibilidade à Carga - MWmed 35

Figura 7-3: Montantes de Disponibilidade de Potência no SIN,

incluindo os requisitos de reserva operativa 37

Figura 7-4: Balanço de Demanda Máxima – Novembro/2017 38

Figura 7-5: Balanço de Demanda Máxima – Novembro/2021 39

Tabelas

Tabela 5-1: Resumo da Evolução da Matriz de Energia Elétrica (MW)

- 31/dez 16

Tabela 6-1: Riscos de Déficit de Energia (%) – Avaliação

Estrutural 29

PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2017/2021 PEN 2017 SUMÁRIO ... · O PEN 2017 é composto de três...

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