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Nota Técnica - Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025

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Assinado em 18/08/2026
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SÉRIE ESTUDOS DA DEMANDA NOTA TÉCNICA EPE-DEA-SEE-002/2021 NOTA TÉCNICA ONS 010/2021 NOTA TÉCNICA CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual
da Operação Energética
2021-2025 Rio de Janeiro Janeiro de 2021

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Ministério de Minas e Energia

SÉRIE ESTUDOS DA DEMANDA

NOTA TÉCNICA EPE-DEA-SEE 002/2021 NOTA TÉCNICA ONS 010/2021 NOTA TÉCNICA CCEE 00373/2021

Previsão de carga para o Planejamento Anual
da Operação Energética
2021-2025

Presidente Thiago Vasconcellos Barral Ferreira Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Giovani Vitória Machado Superintendente de Estudos Econômicos e
Energéticos Carla da Costa Lopes Achão Coordenação Técnica Arnaldo dos Santos Junior Equipe Técnica Aline Moreira Gomes Allex Yujhi Gomes Yukizaki Lena Santini Souza Menezes Loureiro Lidiane de Almeida Modesto Marcelo Henrique Cayres Loureiro Simone Saviolo Rocha Thiago Toneli Chagas URL: http://www.epe.gov.br Sede SCN, Qd. 01, Bl. C, nº 85, Sl. 1712/1714 Edifício Brasília Trade Center, Brasília – DF Escritório Central Praça Pio X, n. 54 20091-040 - Rio de Janeiro – RJ Diretor-Geral Luiz Carlos Ciocchi Diretor de Planejamento e Programação da Operação Alexandre Nunes Zucarato Gerente Executivo de Metodologias, Modelos e Cargas
Mario Jorge Daher Gerente de Previsão de Carga Fausto Pinheiro Menezes Equipe Técnica Douglas Aranil Magalhães Barbosa Marcia Pereira dos Santos Marcela Rodrigues Peixoto URL: http://www.ons.org.br Sede Setor de Indústria e Abastecimento Sul Área de Serviços Públicos – Lote A 71215-000 - Brasília – DF Escritório Central Rua Júlio do Carmo, nº 251 – Cidade Nova 20211-160 - Rio de Janeiro – RJ

Presidente Rui Guilherme Altieri Silva Conselheiro Área de Gestão de Mercado Talita Porto Gerente Executivo de Preços, Modelos e Estudos Energéticos
Rodrigo Sacchi Gerente de Modelos e Estudos Energéticos Guilherme Matiussi Ramalho Equipe Técnica Erika Joseph da Cunha Gomes Renan de Paula Maciel

URL: http://www.ccee.org.br Escritório Central Avenida Paulista 2064 – 13º andar 01310-200 – São Paulo – SP

Rio de Janeiro, Janeiro de 2021

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 10/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 i SÉRIE ESTUDOS DA DEMANDA NOTA TÉCNICA EPE-DEA-SEE 002/2021 NOTA TÉCNICA ONS 010/2021 NOTA TÉCNICA CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual
da Operação Energética
2021-2025 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO_______________________________________________________ 1 2 SIN - MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA EM 2020 ____________________________ 3 3 A CARGA DO SISTEMA INTERLIGADO EM 2020 ______________________________ 6 4 PREMISSA MACROECONÔMICA __________________________________________ 9 5 PROJEÇÃO DO CONSUMO NO SIN, 2021-2025 _____________________________ 11 6 PROJEÇÃO DA CARGA DE ENERGIA NO SIN, 2021-2025 ______________________ 16 7 PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA NO SIN, 2021-2025 _____________________ 20 ANEXOS ____________________________________________________________ 22 ANEXO A: PROJEÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NA REDE ______________ 23 ANEXO B: PROJEÇÃO DA CARGA MENSAL DO SIN _____________________________ 24

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 10/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 ii ÍNDICE DE TABELAS Tabela 1. SIN. Consumo total de energia elétrica realizado por subsistema elétrico (GWh) 4 Tabela 2. SIN. Consumo de energia elétrica realizado por classe de consumo (GWh) 4 Tabela 3. SIN. Consumo de energia elétrica projetado por classe de consumo (GWh) 5 Tabela 4. SIN. Carga de energia por subsistema. Janeiro-Dezembro [2019-2020] 6 Tabela 5. SIN. Consumo projetado de energia elétrica, 2020-2025 11 Tabela 6. SIN. Projeção do consumo de energia elétrica na rede (GWh), 2020-2025 12 Tabela 7. PLAN 2025. Principais parâmetros 14 Tabela 8. SIN. Projeção da carga de energia (MWmédio), 2020-2025 17 Tabela 9. SIN. Acréscimos anuais da carga de energia (MWmédio), 2021-2025 17 Tabela 10. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Integrada (MWh/h) 20 Tabela 11. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Instantânea (MW) 21

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 10/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 iii ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 1. SIN. Carga de energia, 2020: Planejamento Anual versus 2ª Revisão Quadrimestral 2020 7 Gráfico 2. Evolução da taxa de crescimento do PIB nacional (% a.a.) 10 Gráfico 3. SIN. Estrutura do consumo por subsistema (%) 12 Gráfico 4. SIN. Estrutura do consumo por classe (%) 13 Gráfico 5. SIN e Subsistemas. Índice de perdas e diferenças 2021-2025 (%) 17 Gráfico 6. SIN. Carga de energia: PLAN 2021-2025 versus 2ª Revisão 20120 18 Gráfico 7. ‘Elasticidade’ da carga de energia conforme cenário de PIB 19

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 10/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 iv

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Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 1 1 INTRODUÇÃO Esta nota técnica tem por objetivo detalhar as premissas e os resultados da Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 do ONS, elaborados em conjunto por Empresa de Pesquisa Energética – EPE, Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, antecipados no correspondente Boletim Técnico, divulgado no mês de dezembro de 2020. Essas previsões de carga passaram a ser utilizadas a partir do Programa Mensal da Operação (PMO) de janeiro/2020. As previsões do mercado, da carga de energia e de demanda apresentadas nesta nota técnica constituem uma atualização da demanda de energia elétrica elaborada na projeção anterior, isto é, na 2ª Revisão Quadrimestral das projeções do consumo e da carga do Sistema Interligado Nacional 2020-2024. A atual previsão levou em consideração a avaliação da conjuntura econômica e o monitoramento do consumo e da carga, ao longo do ano de 2020, por meio das Resenhas Mensais do Mercado de Energia Elétrica da EPE, dos Boletins de Carga Mensais do ONS e dos InfoMercados Mensais da CCEE, bem como dos desvios observados entre a carga verificada e as projeções elaboradas para o Ciclo de Planejamento Anual da Operação Energética 2020-2024 e suas revisões quadrimestrais. Diversos fatores influenciaram o comportamento do crescimento da carga no SIN ao longo de 2020. A influência da pandemia da COVID-19 sobre o uso da energia elétrica no Brasil ocorreu de forma distinta entre os consumidores. Enquanto as classes de consumo produtivas registraram quedas expressivas no consumo de eletricidade, em especial o comércio e serviços, os consumidores residenciais exigiram mais energia da rede comparativamente ao ano de 2019 devido ao aumento na posse e no uso de seus equipamentos elétricos. Comparativamente aos estudos realizados ao longo do ano, não se imaginava aumento de posse de equipamentos nas residências em 2020 dada a deterioração da renda das famílias nesse cenário adverso. Por outro lado, a maior permanência em casa, os auxílios emergenciais, entre outros fatores, propiciaram modernização dos lares brasileiros tanto na compra de novos equipamentos elétricos quanto em pequenas reformas. Já a classe comercial registrou ao longo de 2020 valores de consumo ainda mais pessimistas que os projetados. No que diz respeito à economia, os dados disponíveis até o fechamento dos estudos do PLAN 2025 mostraram que a economia brasileira estava apresentando uma recuperação marginal, por esse motivo foi mantida a projeção de queda de 5% do PIB de 2020 adotada na 2ª Revisão Quadrimestral. Por outro lado, o melhor desempenho da economia no fim de 2020 deve gerar um carregamento estatístico de 2,5% para o PIB de 2021, o que levou a uma revisão da projeção de 2,3% para 3,3%. Levando-se em consideração a reavaliação do impacto desses fatores sobre consumo e carga, as novas previsões contemplam retração de consumo de eletricidade no SIN de 1,6% no ano de 2020, com crescimento na classe residencial (+2,8%) e redução nas classes comercial (-10,0%), indústria (-0,9%) e nas outras classes (-1,3%). A estimativa atual da carga de energia do SIN, em 2020, é de 66.793 MWmédios, representando uma retração de 1,5% (ou -1.043 MWmédios) relativamente ao ano anterior e

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 2 situando-se 1.019 MWmédios acima do valor previsto na 2ª Revisão Quadrimestral. Cabe ressaltar que a nova previsão considera retomada de utilização de capacidade instalada de grandes consumidores de eletricidade no curto prazo, como é o caso do alumínio primário e da soda-cloro. O crescimento médio da carga de energia no SIN entre 2020 e 2025 é de 3,6% ao ano. A previsão da carga de energia do SIN é de 76.849 MWmédios em 2024, 237 MWmédios superior à previsão anterior, e atinge 79.600 MWmédios em 2025. Uma informação importante que se faz necessária refere-se ao cálculo das “perdas e diferenças” totais, cujo montante se obtém da diferença entre a Carga Global (ONS) e o Consumo na Rede (EPE). Esta parcela inclui as perdas na Rede Básica, perdas nas redes de distribuição e parcelas consideradas de formas distintas no consumo e na carga.
Conforme previsto nos Procedimentos de Rede do ONS, essa projeção de curto prazo (cinco anos) da carga sofrerá duas revisões ao longo do ano de 2021, as Revisões Quadrimestrais de Mercado e Carga, que serão elaboradas conjuntamente por EPE, ONS e CCEE e oportunamente divulgadas através de Notas Técnicas, também conjuntas.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 3 2 SIN - MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA EM 2020 O consumo de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN terminou o período janeiro-setembro com queda de 2,7% em relação ao mesmo período de 2019. Para os três últimos meses de 2020, espera-se uma continuidade da retomada do consumo observada após o ápice da crise de forma que o ano se encerre com taxa anual no SIN de -1,6%. Até setembro, o subsistema Norte registrou crescimento de 5,6% do consumo na rede. Entre os fatores influentes sobre este crescimento destacam-se a retomada do nível de utilização da capacidade instalada da indústria dos metais não-ferrosos, além da intensificação da demanda por condicionamento térmico nas residências do norte do país. Por outro lado, nos demais subsistemas, também sob influência das medidas restritivas de contenção ao contágio da pandemia do COVID-19, o consumo apresentou variações em relação ao mesmo período do ano anterior de -2,8%, -3,7% e -2,5%, respectivamente para Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Cabe ressaltar que a redução no consumo nestes subsistemas ocorreu com maior intensidade nos meses iniciais da pandemia, alcançando seu vale em meados de maio. Todas as classes foram afetadas neste período, porém de maneira distinta. Excetuando segmentos ditos essenciais, os setores produtivos, em especial comércio e indústria sofreram restrições em seu ciclo de atividade econômica com a pandemia, impactando diretamente no consumo de energia demandado do sistema. Entretanto, cabe ressaltar que a permanência em casa por mais horas do dia levou as residências a aumentarem seu consumo. Em termos numéricos, o consumo de eletricidade acumulado nos três primeiros trimestres no setor comercial registrou queda de 11,2%, sendo o setor mais negativamente impactado na pandemia. A indústria, por sua vez, atenuou a queda de consumo, registrando taxa de -3,3%. Um fator que contribuiu para tal atenuação de queda foi o aproveitamento do tempo de paralisação da operação para a realização de manutenções preventivas, bem como antecipação de férias coletivas, por parte da indústria. Há de se destacar outros fatores influentes para o resultado do consumo industrial, como o processo de retomada de plantas eletrointensivas no Norte e Nordeste do país, sobretudo associadas aos segmentos da metalurgia dos metais não-ferrosos e da química. A indústria da construção civil também demonstrou sinais de recuperação fomentada tanto pelo aumento de novos projetos imobiliários, bem como da autoconstrução nas residências. Acompanhando as pequenas reformas nos lares brasileiros, o maior tempo de permanência em casa corroborou também o aumento da posse e uso de equipamentos elétricos nas residências, levando ao incremento do consumo residencial acumulado até setembro em 3,0% em relação ao mesmo período de 2019. Na Tabela 1 são apresentados os resultados do consumo total no período.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 4 Tabela 1. SIN. Consumo total de energia elétrica realizado por subsistema elétrico (GWh) 20192020 D% 20192020 D% 20192020 D% Norte2.9873.1254,6%24.67026.0565,6%32.95835.2146,8% Nordeste5.9716.1493,0%55.64854.099-2,8%74.83374.055-1,0% Sudeste/CO23.02323.4862,0%209.288201.633-3,7%280.175273.079-2,5% Sul6.9647.2063,5%66.60464.932-2,5%88.00087.066-1,1% SIN38.94539.9652,6%356.210346.719-2,7%475.965469.415-1,4% Subsistema Em SetembroAté Setembro12 Meses (findos em Setembro)

Fonte: EPE. Por sua vez, a Tabela 2 resume os dados de consumo no SIN por classe. Tabela 2. SIN. Consumo de energia elétrica realizado por classe de consumo (GWh) 20192020 D% 20192020 D% 20192020 D% Residencial11.26112.1037,5%104.781107.9323,0%139.317144.1583,5% Industrial13.85214.6395,7%125.430121.319-3,3%168.148163.433-2,8% Comercial7.1986.620-8,0%67.79460.181-11,2%90.41483.935-7,2% Outros6.6336.604-0,4%58.20557.287-1,6%78.08677.889-0,3% Total38.94539.9652,6%356.210346.719-2,7%475.965469.415-1,4% Em Setembro Classe Até Setembro12 Meses (findos em Setembro) Fonte: EPE. Para o ano de 2020, a previsão é de queda de 1,6% do consumo de eletricidade do SIN, considerando-se o mercado realizado até o mês de setembro e do cenário econômico neste ano. Nesta revisão, as classes comercial e outros sofreram ajustes para baixo, enquanto as classes industrial e residencial sofreram ajustes para cima em relação aos valores projetados na 2ª Revisão Quadrimestral 2020-2024.
A expectativa para o ano de 2020 é de que o montante de energia elétrica consumida no SIN deverá totalizar 471.142 GWh, significando, em relação ao ano anterior, uma retração de 1,6%. Pela nova previsão, o consumo total de energia elétrica no SIN em 2020 será 4,8 TWh inferior à projeção anterior. Apesar do resultado do ano estar praticamente definido, há expectativa de crescimento do consumo para a baixa tensão, especialmente na classe residencial, influenciada positivamente pela manutenção do auxílio emergencial. O desempenho da indústria entre janeiro e setembro foi de -3,3%, pouco acima do projetado para o ano na 2ª Revisão Quadrimestral (-3,4%). Por sua vez, o resultado esperado para outubro, novembro e dezembro de 2020 é de continuidade da retomada do dinamismo industrial, sobretudo em função do reequilíbrio de estoques utilizados durante os meses de paralisação além da continuidade de retomada da produção de planta eletrointensiva. Desta forma, resulta-se na taxa de -0,9% para o consumo industrial em 2020.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 5 Tabela 3. SIN. Consumo de energia elétrica projetado por classe de consumo (GWh)

20202020 2ª Rev. Quad.¹PLAN 2021-2025 Residencial141.007139.478-1,1%144.9042,8% Industrial167.544161.789-3,4%166.046-0,9% Comercial91.54885.157-7,0%82.389-10,0% Outros78.80779.9521,5%77.803-1,3% Total478.906466.375-2,6%471.142-1,6% D% Classe2019 D%

Notas: (1) Previsão apresentada na nota técnica da 2ª Revisão Quadrimestral de 2020. (2) Previsão atual apresentada nesta nota técnica para o Plan. Anual da Operação Energ de 2021. Fonte: EPE.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 6 3 A CARGA DO SISTEMA INTERLIGADO EM 2020 O desempenho da carga ao longo de 2020 foi impactado significativamente pela crise da pandemia do novo coronavírus (COVID-19). O reflexo das medidas restritivas para conter a o avanço da doença se deu com maior intensidade nos meses de abril e maio/20. Adicionalmente, as altas temperaturas registradas nas regiões Sul e Sudeste em 2019, em contraponto às observadas no ano corrente colaboraram para redução da carga do SIN em janeiro (-3,4%) e fevereiro (-1,0%). Para os meses subsequentes, apesar do efeito calendário, sobretudo do Carnaval e da Semana Santa, os impactos mais relevantes são os oriundos da proliferação da COVID-19, levando às taxas para março, abril e maio de -0,7%, -11,7% e - 10,4%, respectivamente. A partir de junho já foram observados sinais de recuperação na carga, se intensificando a partir de julho. As altas temperaturas observadas em setembro em praticamente todos os subsistemas, contribuíram para a ocorrência da maior taxa de crescimento do ano, 3,8%. Em outubro, apesar das temperaturas amenas ocasionadas pelas passagens de frentes frias, acompanhadas de chuvas e, principalmente nos Subsistemas Sudeste e Sul, o mês apresentou a segunda maior taxa de crescimento do ano. Esse comportamento foi sustentado principalmente pela flexibilização das medidas de isolamento social, o que ocasionou um aumento gradual das atividades econômicas, com consequente início de recuperação dos efeitos adversos da pandemia.
A Tabela 4 apresenta a comparação entre a carga de energia verificada para o período janeiro-dezembro de 2019, a previsão para 2020 e a prevista anteriormente na 2ª Revisão Quadrimestral referente ao Planejamento Anual da Operação Energética do ONS (2020-2024), com os respectivos desvios. O Gráfico 1 resume o resultado da projeção da carga de energia mensal para o ano de 2020. Tabela 4. SIN. Carga de energia por subsistema. Janeiro-Dezembro [2019-2020] VERIFICADO 2019 [A] (1)M Wmédio5.57311.04439.54411.67467.835 PREVISÃO 2020 [B] (2)M Wmédio5.61010.82738.69311.66366.793 Crescimento [B/A]%0,7%-2,0%-2,2%-0,1%-1,5% PREVISÃO 2ª REVISÃO QUADRIM ESTRAL [C]M Wmédio5.51610.70738.14011.41165.774 DESVIO [B] – [C]M Wmédio941205532521.019 DESVIO [B] / [C]%1,7%1,1%1,4%2,2%1,5% SulSINPeríodoUnid.NorteNordeste Sudeste/ Centro-Oeste

Notas: (1) Valores verificados em 2019. (2) Para 2020: valores verificados da carga de energia de janeiro a outubro, valor estimado para novembro e a previsão para o mês de dezembro realizada no PMO de dezembro/2020. Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 7 Gráfico 1. SIN. Carga de energia, 2020: Planejamento Anual versus 2ª Revisão Quadrimestral 2020
57.000 60.000 63.000 66.000 69.000 72.000 75.000 janfevmarabrmaijunjulagosetoutnovdez MWmédio 201820192020 - Rev.Extraordinária2020 - 2ª RQ2020 - PLAN 2021-2025

Nota: Para 2020: valores verificados da carga de energia de janeiro a outubro, valor estimado para novembro e a previsão para o mês de dezembro realizada no PMO de dezembro/2020.

Fonte: EPE/ONS/CCEE.

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Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 9 4 PREMISSA MACROECONÔMICA A economia continua sofrendo impactos importantes da pandemia do novo coronavírus (COVID-19). Ainda que grande parte dos efeitos negativos tenham se concentrado no segundo trimestre deste ano, ainda há muita incerteza em relação aos impactos de uma eventual nova onda de contágio e da retirada do auxílio emergencial em 2021, bem como quanto tempo levará para que parte significativa da população seja imunizada através da vacinação. Tal contexto gera riscos importantes para a concretização do cenário adotado neste estudo e contribui para tornar o trabalho de construção de cenários econômicos prospectivos ainda mais complexo. Até a finalização deste estudo, os dados econômicos disponíveis mostravam que a economia estava apresentando taxas significativas de recuperação na margem. Dentre os principais resultados divulgados até então, destacam-se os dados do IBC-BR que mostraram que a atividade econômica cresceu, na margem, 9,47% no terceiro trimestre, ainda que quando comparado ao mesmo período do ano anterior tenha caído 3%, bem como os números da PIM- PF e PMC, ambas do IBGE, que revelaram que a produção industrial e as vendas no comércio varejista já recuperaram as quedas decorrentes da pandemia. Por outro lado, o setor de serviços e o mercado de trabalho continuam anotando resultados mais fracos. A PMS do IBGE mostra que o setor vem recuperando de forma mais lenta que os demais, por ser muito afetado pelas medidas de isolamento social. No tocante ao mercado de trabalho, a taxa de desocupação atingiu 14,6% no trimestre móvel encerrado em setembro – patamar mais elevado da série histórica da PNADC que se inicia em 2012 – com perspectiva de continuidade de crescimento à medida que as pessoas voltem a procurar emprego.
Os dados apresentados anteriormente se apresentam compatíveis com a expectativa de PIB da 2ª Revisão Quadrimestral, por esse motivo foi mantida a projeção de queda de -5%. Entretanto, o melhor desempenho da economia no fim de 2020 deve gerar um carregamento estatístico de 2,5% para o PIB de 2021, o que levou à uma revisão da projeção de 2,3% para 3,3%. É importante frisar que neste ano, há muita incerteza em relação à situação fiscal, já que o país acumulou um elevado déficit fiscal em 2020, em parte decorrente das políticas adotadas pelo governo para reduzir os efeitos da pandemia sobre a economia. Tal fato em conjunto com a perspectiva de um mercado de trabalho ainda deteriorado pode impactar na tomada de decisão dos agentes de consumo e de investimento e, consequentemente, afetar a trajetória de recuperação da economia.
Em termos setoriais, para o ano de 2020 houve revisão para baixo do crescimento do valor adicionado da agropecuária (de 2,5% para 2,0%) e da indústria (de -4,0% para -4,2%), enquanto os serviços foram revisados levemente para cima, de -5,2% para -5,1%. No que diz respeito ao setor industrial, o setor de construção foi revisado para cima em função do desempenho acima do esperado ao longo desse ano. Por outro lado, a transformação e a indústria extrativa, devem apresentar um desempenho mais negativo do que a expectativa anterior.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 10 Para o médio prazo, espera-se que um ambiente econômico mais estável propicie uma elevação da confiança dos agentes, recuperação do mercado de trabalho e expansão da demanda doméstica. Com maior estabilidade, espera-se uma recuperação mais forte dos investimentos, com destaque para o setor de infraestrutura – um importante gargalo para a economia brasileira. Um maior volume de investimentos no setor gerará impactos relevantes na produtividade e competitividade e, consequentemente, no crescimento econômico. Dado o cenário econômico descrito sinteticamente acima espera-se um crescimento médio do PIB de 3% a.a. entre 2021 e 2025. Em termos setoriais, a perspectiva é de médias de crescimento de 2,9% para a agropecuária, de 3,5% para a indústria e de 2,9% para serviços. A evolução da taxa de crescimento da economia brasileira pode ser vista no Gráfico 2.

Gráfico 2. Evolução da taxa de crescimento do PIB nacional (% a.a.)

Fonte: EPE.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 11 5 PROJEÇÃO DO CONSUMO NO SIN, 2021-2025 No segundo semestre de 2020, a economia brasileira mostra sinais de recuperação da crise do COVID-19 compatíveis aos esperados à época da elaboração das projeções da 2ª Revisão Quadrimestral de 2020. Entretanto, cabe ressaltar que há incertezas no cenário em relação ao calendário e duração do processo de vacinação, entre outros riscos destacados na seção de premissas macroeconômicas. Esses elementos, conjuntamente à divulgação do PIB do terceiro trimestre de 2020, motivaram a revisão do PIB de 2021, de 2,3% para 3,3%. Já o consumo de energia elétrica até setembro bem como a carga de energia até outubro realizaram-se acima da previsão anterior. Desta forma, a previsão do consumo na rede para 2021, foi revisada para cima, de -2,6% para -1,6%.
Até 2025, estima-se que o consumo no SIN cresça à taxa média de 3,6% anuais. Com isso, a projeção do consumo na rede para o ano 2024 encontra-se 3 TWh acima do montante previsto na 2ª Revisão Quadrimestral 2020-2024, conforme pode ser observado na Tabela 5. É importante ressaltar que para o período 2022-2024, foram mantidas as mesmas projeções de crescimento do PIB da 2ª Revisão Quadrimestral, dado o elevado grau de incerteza sobre a evolução da economia. Tabela 5. SIN. Consumo projetado de energia elétrica, 2020-2025 PeríodoUnid.202020212022202320242025 PREVISÃO 2ª RQ 2020 [A] (1)GWh466.375484.522503.324521.811540.777 PLAN 2020-2025 [B] (2)GWh471.142488.890506.663525.054543.882563.348 DESVIO [B] – [A]GWh4.7674.3683.3393.2443.105 DESVIO [B] / [A]%1,0%0,9%0,7%0,6%0,6%

Notas: (1) Previsão da 2ª Revisão Quadrimestral de 2020. (2) Previsão atual apresentada nesta nota técnica para a Plan.Anual da Operação Energ. de 2021, incluindo a previsão de fechamento do consumo para o ano de 2020.. Fonte: EPE/ONS/CCEE. Apresenta-se na Tabela 6 a projeção do consumo na rede do SIN por classe e por subsistema.
O subsistema que apresenta maior crescimento no período quinquenal é o Nordeste, devido à retomada de setores eletrointensivos na região. Dessa forma, esse subsistema, que em 2020 tem uma participação estimada de 15,7% no consumo do SIN, aumentaria sua participação para 16,1% em 2025, conforme pode ser visto no Gráfico 3. Entretanto, apesar deste crescimento, a classe industrial continua a sua gradativa redução de participação no consumo no SIN, de 35,5% em 2020 para 34,6% em 2025. Já no subsistema Sudeste/Centro-Oeste boa parte da perda de participação apresenta-se sob a forma de um menor crescimento relativo da baixa tensão em relação aos demais subsistemas. Espera-se que o consumo industrial no SIN nesse período apresente uma taxa média de crescimento de 3,2% ao ano, influenciado pela retomada gradual de alguns setores intensivos

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 12 em energia, em especial, do setor produtor de alumínio primário e da produção de soda- cloro. As classes residencial e comercial devem registrar taxas de crescimento anuais de 3,1% e 4,6%, respectivamente. As outras classes de consumo aumentam sua participação no período, em consonância com a expectativa de ganho de importância do setor agropecuário na economia brasileira. Desta forma, as outras classes chegam em 2025 com 0,4% de incremento na representatividade, conforme demonstrado no Gráfico 4. Tabela 6. SIN. Projeção do consumo de energia elétrica na rede (GWh), 2020-2025 202020212022202320242025D% ao ano 471.142488.890506.663525.054543.882563.3483,6% Residencial144.904145.437150.240156.168162.259168.5303,1% Industrial166.046173.402179.339184.510189.605194.7903,2% Comercial82.38988.08391.60995.26499.096103.1144,6% Outras classes77.80381.96885.47589.11292.92296.9144,5% Norte35.47337.09238.50439.70941.24442.6043,7% Nordeste73.93576.78179.88883.32586.89790.6034,1% Sudeste/CO274.121284.366294.438304.789314.978325.7153,5% Sul87.61390.65293.83397.232100.764104.4263,6% Projeção por classe de consumo Projeção por subsistema interligado CONSUMO TOTAL

Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Gráfico 3. SIN. Estrutura do consumo por subsistema (%) 7,5% 15,7% 58,2% 18,6% 2020 Sudeste/CO Nordeste Norte Sul 7,6% 16,1% 57,8% 18,5% 2025 Sudeste/CO Nordeste Norte Sul

Fonte: EPE/ONS.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 13 Gráfico 4. SIN. Estrutura do consumo por classe (%) 29,7% 35,5% 18,0% 16,8% 2020 Comercial Industrial Residencial Outros 29,9% 34,6% 18,3% 17,2% 2025 Residencial Industrial Comercial Outros

Fonte: EPE/ONS.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 14 BOX 1. PARÂMETROS UTILIZADOS Para a projeção para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021 – 2025 (PLAN 2025) da demanda de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional utilizou-se o Modelo de Projeção da Demanda de Eletricidade (MDE) e se baseou nos parâmetros resumidos a seguir. Tabela 7. PLAN 2025. Principais parâmetros SIN CPCITCC/PopCO/Pop β00,7720,7390,3770,358 nºdp00,00,00,00,0 dp00,2960,1820,1570,879 β10,0040,0140,0330,032 nºdp10,00,0-1,00,0 dp10,0000,0020,0030,005 NNESE/COS CPC1,0211,5310,8840,784 IT1,1500,8900,9301,183 CC/Pop1,2801,3690,8541,079 CO/Pop1,5401,3130,7461,171 NNESE/COS K50484545 b01,6531,2680,3750,475 nºdp00,20,20,20,0 dp00,0250,0180,0150,009 β1-0,057-0,063-0,055-0,050 nºdp10,00,00,00,0 dp10,0010,0010,0010,001 Obs.: Os parâmetros utilizados são aplicáveis ao consumo dos subsistemas elétricos na mesma configuração do ano de 1985. Parâmetros - Brasil Fatores de Deslocamento - Subsistemas NCR - Subsistemas EQUAÇÕES BÁSICAS: CPC, Industrial Tradicional, CC/Pop, CO/Pop: ɛ = (β0 + nºdp0 x dp0) + (β1 + nºdp1 x dp1) x (1/(∆%PIB)) ∆%CC = ∆%CC/Pop x Pop ∆%CO = ∆%CO/Pop x Pop NCR: NCR = NCR/Pop x Pop NCR/Pop = K/(1 + exp(A)); A = β0 + nºdp0 x dp0 + (β1 + nºdp1 x dp1) x T
Legenda: nºdpX: núme ro de desvios-padrão a dotados para o parâmetro X dpX: de s vio-padrão do parâmetro X CPC: cons umo médio por consumidor residencial I T: i ndustrial tra dicional Pop: Popul ação CC: cons umo comercial CO: cons umo outros NCR: Núme ro de unidades consumidoras re sidenciais K: níve l de saturação b0*: pa râ metro β0 a justado de acordo com o último valor ve rificado. T: a no, onde 1985=0 ɛ: elasticidade-renda

Cabe ressaltar que ainda há uma parcela do consumo industrial relacionada a grandes consumidores, para os quais há acompanhamento setorial específico e que se baseia em premissas de evolução de produção física, localização e tecnologia (incluindo consumo específico e capacidade de autoprodução). O detalhamento da metodologia de projeção do consumo de energia elétrica no País pode ser observado na Nota Técnica EPE DEA 003/2019 - Metodologia: Modelo de Projeção da Demanda de Eletricidade. 1

1 Disponível em: http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao- 374/NT%20Metodologia_Novo%20Modelo%20de%20Eletricidade%20(MDE).pdf

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 15

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Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 16 6 PROJEÇÃO DA CARGA DE ENERGIA NO SIN, 2021-2025 Os reflexos da pandemia do novo coronavírus (COVID-19) sobre a economia impactaram o comportamento da carga ao longo do ano de 2020 e das perspectivas para os próximos anos, nomeadamente no que se refere ao cenário de crescimento econômico e às expectativas de investimento, e tomando por base a previsão do consumo de energia apresentada na seção 5, a projeção da carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 foi revista em relação à projeção da 2ª Revisão Quadrimestral de 2020, a qual foi utilizada nos Programas Mensais de Operação de setembro a dezembro de 2020. A previsão da carga de energia, realizada a partir da previsão do consumo, contempla a agregação de parcela de perdas. As perdas totais englobam as chamadas perdas técnicas inerentes ao transporte da energia elétrica na rede de transmissão e distribuição e as denominadas perdas não técnicas, que consideram ligações irregulares/clandestinas, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, efeito calendário, etc. Adicionalmente, as perdas totais contabilizam outras diferenças relativas aos próprios conceitos utilizados de carga global (ONS) e de consumo na rede (EPE), como é o caso de alguns consumidores livres conectados na Rede Básica que possuem autoprodução de energia, cujo consumo é integralmente considerado na carga global, porém não no consumo na rede. O cenário considerado para a evolução das perdas e diferenças (perdas técnicas, comerciais, parcela do consumo próprio e parcela de autoprodutor clássico), por subsistema do SIN, contempla diversos fatores, a saber: a) programas de redução de perdas das empresas concessionárias de distribuição, b) maior predominância de geração termoelétrica que diminui as perdas na transmissão, c) maior predominância de geração termoelétrica que aumenta o consumo próprio nas usinas, d) maior participação relativa das classes de consumo supridas em baixa tensão (residencial e comercial/serviços) na carga total tende a aumentar as perdas técnicas, e) entrada, no despacho centralizado do SIN, de novas usinas de autoprodução clássica, que aumenta esta fração na carga e não aumenta no mercado das distribuidoras. Nesta projeção, as “perdas e diferenças” do SIN foram mantidas constantes entre 2021 e 2025, em percentual da carga de energia.
O Gráfico 5 apresenta as trajetórias de “perdas e diferenças” adotadas para cada subsistema elétrico no horizonte em análise.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 17 Gráfico 5. SIN e Subsistemas. Índice de perdas e diferenças 2021-2025 (%) 27,9 21,8 19,0 13,2 19,2 27,9 21,8 19,0 13,2 19,2 NorteNordesteSudeste/COSulSIN 20212026

Fonte: EPE/ONS/CCEE. Com base na projeção do consumo total (seção 5) e na evolução do índice de perdas e diferenças, projetou-se a carga de energia anual por subsistema para o período 2021-2025, conforme apresentado na Tabela 8. A Tabela 9 mostra as respectivas variações anuais de carga. Os resultados da projeção da carga, detalhados em valores mensais por subsistema, são apresentados em Anexo. Tabela 8. SIN. Projeção da carga de energia (MWmédio), 2020-2025 Norte5.610 5.8746.0986.2896.5326.7473,8% Nordeste10.827 11.21511.66912.17112.69313.2344,1% Sudeste/CO38.693 40.05641.47442.93244.36845.8803,5% Sul11.663 11.92612.34412.79213.25613.7383,3% SIN66.793 69.07271.58674.18476.84979.6003,6% D% ao ano202020232024202520212022Subsistema

Fonte: EPE/ONS/CCEE. Tabela 9. SIN. Acréscimos anuais da carga de energia (MWmédio), 2021-2025 Subsistema20212022202320242025 Norte264224191243215 Nordeste389454502522541 Sudeste/CO1.3631.4191.4581.4351.512 Sul263418447465482 SIN2.2792.5152.5982.6642.751

Fonte: EPE/ONS/CCEE. O Gráfico 6 mostra a diferença entre a atual previsão da carga de energia do SIN (Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025) e a previsão anterior (2ª Revisão Quadrimestral da Carga de 2020). A previsão atual da carga de energia do SIN para 2020 situa-se 1.019 MWmédios acima do valor previsto na 2ª Revisão Quadrimestral da carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2020-2024.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 18 Para os anos subsequentes, isto é, para o período até 2025, prevê-se um crescimento médio anual da carga de energia do SIN de 3,6% ao ano, representando uma expansão média anual nos cinco anos de 2.561 MWmédios atingindo em 2025 uma carga de 79.600 MWmédios no SIN.

Gráfico 6. SIN. Carga de energia: PLAN 2021-2025 versus 2ª Revisão 20120 1.019 440 284264237 66.793 79.600 65.774 202020212022202320242025 MWmédio [A] - [B] PLAN 2021-2025 [A] 2ª Revisão 2020 [B]

Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 19 BOX 2. ELASTICIDADES E A INFLUÊNCIA DOS GRANDES CONSUMIDORES A metodologia de projeção de consumo na rede e carga de energia adotada no âmbito do Planejamento Anual da Operação Energética 2021 – 2025 leva em consideração tanto curvas de elasticidade-renda para cada classe de consumo quanto o acompanhamento setorial de grandes cargas industriais. Ao se analisar a parcela de consumo relacionada às elasticidades, há de se ter cautela dada a volatilidade anual de tal indicador, sendo recomendada sua apuração por período de alguns anos (“arco”). Feito isto, historicamente observa-se um comportamento decrescente da elasticidade quanto maior o dinamismo econômico. Por outro lado, há parcela de consumo, oriunda de plantas industriais grandes consumidoras de energia que, por vezes, está associada não apenas ao mercado interno como também à dinâmica internacional. Dependendo do segmento, o aumento do consumo de eletricidade associado à produção física incremental pode culminar em um pequeno aumento no valor adicionado industrial. Desta forma, alterações na dinâmica de produção destes eletrointensivos geram impactos diretos na relação entre PIB e Carga de Energia. A título de exemplificação, foi realizado um exercício para o ano de 2021, onde não há efeito de variações adicionais causadas por premissas de expansão do segmento de soda-cloro. Como resultado, a variação esperada para a variação do PIB no ano de 2021 (“elasticidade no ponto”) se afastaria da curva de tendência histórica. O Gráfico 7 mostra a curva de elasticidade-renda esperada da carga de energia segundo níveis de variação do PIB, de acordo com os dados verificados no histórico e sua faixa de variação esperada ao se utilizar 1 e 2 desvios-padrão. Gráfico 7. ‘Elasticidade’ da carga de energia conforme cenário de PIB 0 1 2 3 4 5 6 0,2%0,8%1,4%2,0%2,6%3,2%3,8%4,4%5,0%5,6%6,2%6,8%7,4%8,0% elasticidade da carga de energia ∆% PIB

  • 2021' = sem efeito deaumento da utilização da capacidade instalada de soda-cloro 2021 2022 2023 2024 2021'* +/-2Desvios-padrão +/-1 Desvio-padrão Tendência Histórica Anos projetados Anos verificados 2025

O detalhamento da metodologia de projeção do consumo de energia elétrica no País pode ser observado na Nota Técnica EPE DEA 003/2019 - Metodologia: Modelo de Projeção da Demanda de Eletricidade. 2

2 Disponível em: http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao- 374/NT%20Metodologia_Novo%20Modelo%20de%20Eletricidade%20(MDE).pdf

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 20 7 PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA NO SIN, 2021-2025 Para as projeções de demanda integrada desta Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025, foram utilizados fatores de carga médios mensais dos últimos anos e admitiu-se que tais fatores de carga venham a se manter aproximadamente constantes ao longo do horizonte do estudo. Desta forma, para cada subsistema, a demanda integrada mensal é obtida a partir da razão entre a projeção da carga de energia e os fatores de carga médios mensais.
A demanda máxima do SIN é usualmente pouco inferior à soma das demandas máximas dos subsistemas elétricos, uma vez que elas não ocorrem simultaneamente. Para a agregação das demandas máximas projetadas, utilizam-se os denominados ‘fatores de diversidade’ médios históricos (por definição, menores ou iguais a 1), que são multiplicados pela soma das demandas máximas dos subsistemas. A projeção da demanda máxima integrada anual resulta, então, do valor máximo mensal de demanda integrada e, consequentemente, o fator de carga anual é decorrente da razão entre carga de energia e demanda integrada anuais. Já a demanda máxima instantânea mensal foi calculada, para todo o período em estudo, a partir da demanda máxima integrada, utilizando-se fatores de relação “Demanda Máxima Instantânea/Demanda Máxima Integrada” mensais, estimados, igualmente, com base no histórico. A demanda instantânea mensal dos sistemas Norte/Nordeste, Sudeste/Centro- Oeste/Sul e do SIN é obtida pelo valor mínimo entre a demanda integrada multiplicada pela relação “Demanda Máxima Instantânea/Demanda Máxima Integrada” e a soma das demandas instantâneas de seus respectivos subsistemas integrantes. Por fim, o valor anual de demanda máxima instantânea resulta do valor máximo mensal de demanda instantânea. Os resultados obtidos estão resumidos na Tabela 10 e na Tabela 11.

Tabela 10. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Integrada (MWh/h) Subsistema20212022202320242025 Norte7.0307.3347.5647.8568.115 Nordeste13.80214.41015.03215.67416.357 Sudeste/CO52.87954.67856.64258.49361.000 Sul18.38919.02019.71220.42520.994 N/NE20.59221.49322.33623.25824.189 S/SE/CO71.17073.59776.24778.80181.994 SIN90.25893.29496.713100.143104.539

Fonte: EPE/ONS.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 21 Tabela 11. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Instantânea (MW) Subsistema20212022202320242025 Norte7.0667.3717.6037.8958.156 Nordeste13.86414.47515.10015.74516.430 Sudeste/CO53.20355.01356.98958.85161.374 Sul18.46719.10119.79620.51221.084 N/NE20.67221.57722.42223.34824.283 S/SE/CO71.67073.95176.61479.18082.389 SIN90.78693.76897.205100.652105.071

Fonte: EPE/ONS.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 22 ANEXOS A: PROJEÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NA REDE B: PROJEÇÃO DA CARGA MENSAL DO SIN

Nota Técnica EPE-DEA 10/19 – ONS 82/2019 – CCEE 0069/2019 - 2ª Revisão Quadrimestral (2019)

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 23 ANEXO A: PROJEÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NA REDE SIN e Subsistemas. Consumo por classe de consumidores, em GWh Subsistema/Classe202020212022202320242025∆% ao ano Norte35.47337.09238.50439.70941.24442.6043,7% Residencial10.62710.38210.80611.31611.84212.3853,1% Industrial15.41716.70617.25817.50018.03618.3573,6% Comercial4.7915.1045.3125.5275.7515.9854,5% Outras4.6384.9005.1285.3655.6155.8774,8% Nordeste73.93576.78179.88883.32586.89790.6034,1% Residencial26.79426.46827.77229.30730.91732.6084,0% Industrial19.71521.05821.57222.13422.68323.2113,3% Comercial12.16313.12813.69014.27514.89315.5445,0% Outras15.26316.12716.85317.60818.40319.2414,7% Sudeste/Centro-Oeste274.121284.366294.438304.789314.978325.7153,5% Residencial83.92485.12287.55390.61893.74196.9332,9% Industrial98.093101.670105.431108.697111.562114.7183,2% Comercial50.85754.21956.33558.52760.82063.2204,4% Outras41.24743.35545.12046.94748.85450.8444,3% Sul87.61390.65293.83397.232100.764104.4263,6% Residencial23.55923.46424.10924.92725.75826.6042,5% Industrial32.82233.96835.07936.17937.32438.5043,2% Comercial14.57815.63316.27216.93517.63218.3654,7% Outras16.65417.58718.37419.19120.05020.9534,7% SIN471.142488.890506.663525.054543.882563.3483,6% Residencial144.904145.437150.240156.168162.259168.5303,1% Industrial166.046173.402179.339184.510189.605194.7903,2% Comercial82.38988.08391.60995.26499.096103.1144,6% Outras77.80381.96885.47589.11292.92296.9144,5%

Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 24 ANEXO B: PROJEÇÃO DA CARGA MENSAL DO SIN Carga de Energia (MWmédio) Subsistema Norte ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 20215.8305.8535.9015.8105.8545.7635.6705.9246.0326.0236.0195.8115.874 20225.8795.9986.1006.0626.1086.0135.9176.1816.2936.2836.2796.0636.098 20236.0636.1866.2906.2526.2996.2016.1026.3746.4906.4806.4766.2536.289 20246.2986.4256.5346.4936.5426.4416.3386.6206.7416.7306.7266.4956.532 20256.5056.6926.6916.7076.7586.6536.5476.8396.9636.9526.9486.7096.747 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202111.86611.49111.41411.19511.07510.60810.38610.69210.97011.53711.74211.62511.215 202212.02511.90411.87611.68911.56411.07910.84811.16611.45512.04612.25912.13711.669 202312.54212.41612.38712.19212.06211.55611.31411.64711.94812.56412.78612.65912.171 202413.08012.94812.91812.71512.57912.05111.79712.14612.46113.10313.33413.20112.693 202513.65013.48613.36713.26913.12712.57712.31512.67613.00413.67413.91513.77613.234 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202141.43042.39742.12440.93538.77337.99437.66138.50339.84740.83540.19040.16840.056 202243.52043.84043.55842.32540.08639.28938.94539.80741.19942.22141.55341.53141.474 202345.05045.38145.08943.81341.49640.67040.31341.20642.64743.70543.01442.99142.932 202446.55646.89846.59645.27842.88341.99841.62942.56244.07345.16644.45244.42844.368 202548.20149.23746.97046.87944.40343.51043.12844.09345.63346.76446.02546.00145.880 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202112.90713.19412.60512.02911.29711.39311.38811.37611.30011.61111.94012.15811.926 202213.39713.64713.03712.43911.69411.79211.78511.77611.69712.01812.35912.58512.344 202313.88314.14113.50912.89012.11712.22012.21112.20212.12012.45312.80613.04112.792 202414.38714.65514.00013.35812.55812.65312.63212.63512.56112.90613.27113.51513.256 202514.96015.06414.13613.89313.06413.17413.15413.15513.06713.42513.80414.05613.738 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202172.03372.93572.04469.96966.99965.75765.10466.49568.15070.00569.89069.76269.072 202274.82275.38974.57072.51669.45268.17467.49468.92970.64472.56872.45072.31671.586 202377.53878.12477.27575.14771.97470.64769.94171.42973.20675.20275.08274.94474.184 202480.32180.92680.04777.84474.56173.14372.39673.96375.83577.90577.78477.63976.849 202583.31684.47981.16480.74977.35275.91475.14476.76378.66880.81480.69280.54279.600

Nota: Para 2020: valores verificados nos meses de janeiro a outubro, para novembro valores previstos na 2ª revisão semanal do PMO de novembro e para dezembro valores previstos do PMO de dezembro. Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 25 Demanda Máxima Integrada (MWh/h) Subsistema Norte ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 20216.8116.7906.8986.7736.8876.8056.4596.8667.0306.9317.0096.8377.030 20226.8686.9587.1307.0677.1867.1016.7417.1637.3347.2307.3127.1347.334 20237.0847.1637.3407.2907.4127.3246.9537.3887.5647.4587.5427.3587.564 20247.3577.4537.6387.5707.6977.6077.2207.6737.8567.7457.8327.6417.856 20257.6007.7627.8227.8207.9517.8577.4587.9268.1158.0008.0907.8938.115 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202113.76313.58213.57213.17313.05212.35912.05112.25212.81213.58013.80213.79513.802 202213.94714.07014.12113.75413.62912.90712.58712.79513.37914.17814.41014.40214.410 202314.55514.68314.73614.34914.21813.46513.13113.34813.95714.79115.03215.02415.032 202415.17115.30415.36014.96114.82514.04013.68913.91814.55315.42215.67415.66615.674 202515.83215.94015.89415.61415.47214.65314.28914.52515.18816.09416.35716.34816.357 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202151.85752.87952.47650.85947.90147.79947.22447.17750.53351.34051.65250.20152.879 202254.47454.67854.26152.58549.52449.43048.83448.77452.24753.08353.40551.90454.678 202356.40056.64256.21054.44451.27451.17750.56050.49854.09454.96055.29353.73956.642 202458.27458.49358.04656.25452.97852.83752.19952.15055.89156.78657.13055.52458.493 202560.33361.00059.70058.24354.85654.73954.08054.02657.87058.79559.15257.49061.000 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202117.89018.38917.31616.48614.90614.94914.89114.56314.78615.55716.58717.35818.389 202218.57019.02017.91017.04815.42915.47315.41015.07415.30516.10317.16917.96719.020 202319.24619.71218.56117.67415.99516.04115.97615.62815.86716.69517.80018.62719.712 202419.94220.42519.23218.30716.56816.60316.51816.17516.43617.29318.43719.29420.425 202520.73620.99419.80019.04117.23617.28617.20116.84017.09917.98819.17720.06620.994 Sistema Norte/Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202120.41120.02620.29519.71619.77919.06618.17818.87219.55120.31820.59220.52120.592 202220.65120.67121.06920.58220.64819.90618.98019.70220.41021.20821.49321.42021.493 202321.46321.47321.88621.38821.45620.68419.72120.47121.20622.03822.33622.26122.336 202422.35122.36922.79922.27122.34121.53720.53221.31422.08022.94723.25823.18123.258 202523.24723.29823.51023.16223.23422.39721.35422.16422.96123.86524.18924.11024.189 Sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202169.13771.17068.81366.43862.75562.20961.69161.19664.77766.26767.04967.37971.170 202272.42073.59771.15868.69664.89864.34563.80563.28566.99168.53369.34269.68373.597 202375.02876.24773.72071.14567.21266.64066.08065.54269.37970.97771.81572.16776.247 202477.54178.80176.18773.55069.48468.84068.24567.71971.72473.37674.24374.60978.801 202580.36381.99476.82876.23172.02471.40170.78970.23674.34276.05076.95277.33081.994 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202189.07790.25888.59985.41281.75779.87478.96679.05784.07086.09086.93686.86990.258 202292.52693.29491.70588.52084.75182.81081.86581.95187.14789.24190.12090.04993.294 202395.90496.71395.06691.75087.84685.83284.85084.94190.32692.49993.41393.34096.713 202499.323100.14398.43895.02290.98488.84487.80887.93593.54995.80296.75296.674100.143 2025103.027104.53999.81298.56894.38992.21091.14291.26397.04399.380100.370100.289104.539

Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE 002/2021 – ONS 010/2021 – CCEE 00373/2021 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2021-2025 26 Demanda Máxima Instantânea (MW) Subsistema Norte ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 20216.9056.8086.9246.8136.9436.8426.4776.9067.0666.9687.0476.9067.066 20226.9636.9777.1577.1097.2447.1406.7597.2057.3717.2707.3527.2067.371 20237.1827.1837.3687.3337.4727.3646.9727.4317.6037.4987.5837.4337.603 20247.4597.4737.6667.6157.7607.6487.2407.7177.8957.7877.8757.7197.895 20257.7057.7847.8517.8668.0167.9007.4797.9728.1568.0448.1347.9738.156 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202113.81213.62613.62813.23013.09812.40412.11612.30912.85013.62113.86413.84613.864 202213.99614.11614.17913.81513.67712.95412.65512.85513.41914.22214.47514.45614.475 202314.60714.73114.79714.41114.26813.51413.20213.41013.99814.83615.10015.08015.100 202415.22415.35415.42315.02714.87714.09113.76313.98314.59615.47015.74515.72415.745 202515.88815.99215.96015.68215.52614.70614.36714.59315.23316.14416.43016.40916.430 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202152.09253.20352.73651.15248.18848.14247.78547.94950.82151.61151.86550.46153.203 202254.72055.01354.53152.88949.82049.78449.41449.57352.54553.36453.62452.17355.013 202356.65556.98956.48954.75851.58151.54451.16151.32554.40255.25055.52054.01756.989 202458.53758.85158.33456.57853.29553.21652.82053.00356.21057.08657.36555.81258.851 202560.60661.37459.99758.57955.18455.13254.72354.91158.20059.10659.39557.78861.374 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202117.97118.46717.37416.56715.09815.13415.12514.80214.93215.66616.66717.41818.467 202218.65419.10117.97017.13115.62815.66515.65215.32115.45616.21617.25218.02919.101 202319.33319.79618.62417.76116.20216.24016.22715.88416.02316.81117.88518.69119.796 202420.03120.51219.29718.39716.78316.80916.77716.44016.59717.41318.52619.36120.512 202520.82921.08419.86719.13417.45917.50017.47117.11617.26718.11419.26920.13621.084 Sistema Norte/Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202120.64819.97420.40919.66219.69719.24618.24818.94619.65120.38820.67220.58120.672 202220.72220.73721.15720.67220.72819.97519.05419.77920.51421.28021.57721.48321.577 202321.53721.54321.97721.48121.53920.75519.79720.55121.31422.11322.42222.32722.422 202422.42822.44122.89422.36822.42821.61120.61221.39822.19323.02623.34823.25023.348 202523.32823.37323.60823.26323.32422.47421.43722.25123.07823.94724.28324.18124.283 Sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202170.06371.67068.75666.77863.28662.86362.45362.36265.06666.55367.28967.59171.670 202272.72673.95171.49468.99465.27564.83964.59664.49167.28968.83069.59069.90273.951 202375.34576.61474.06871.45367.60267.15166.89966.79169.68971.28472.07172.39576.614 202477.86979.18076.54773.86969.88869.36969.09269.01072.04473.69374.50974.84479.180 202580.70282.38977.19176.56172.44271.94971.66771.57474.67376.37977.22777.57482.389 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202190.61290.78689.34586.87783.12380.65279.71579.80584.38086.44187.23087.17390.786 202292.80893.76892.10888.91285.25783.27782.64382.72687.46889.60690.42590.36593.768 202396.19897.20595.48492.15688.37186.31685.65685.74490.65992.87793.72993.66797.205 202499.627100.65298.87195.44291.52889.34688.64288.76693.89396.19497.08097.013100.652 2025103.342105.071100.25199.00494.95392.73092.00792.12697.40199.786100.709100.640105.071

Fonte: EPE/ONS/CCEE.