SÉRIE
ESTUDOS DA DEMANDA
NOTA TÉCNICA EPE-DEA 32/18
NOTA TÉCNICA ONS 163/2018
NOTA TÉCNICA CCEE 0083/2018
Previsão de carga para o
Planejamento Anual
da Operação Energética
2019-2023
Rio de Janeiro
Dezembro de 2018
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Ministério de Minas e Energia
SÉRIE ESTUDOS DA DEMANDA
NOTA TÉCNICA EPE-DEA 32/18 NOTA TÉCNICA ONS 163/2018 NOTA TÉCNICA CCEE 0083/2018
Previsão de carga para o Planejamento Anual
da Operação Energética
2019-2023
Presidente
Reive Barros dos Santos
Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais
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Superintendente de Estudos Econômicos e
Energéticos
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Coordenação Técnica
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Equipe Técnica
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Allex Yujhi Gomes Yukizaki
Isabela de Almeida Oliveira
Aline Moreira Gomes
João Moreira Schneider de Mello
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Simone Saviolo Rocha
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Sede
Esplanada dos Ministérios Bloco "U" - Ministério de Minas e Energia - Sala 744 -
7º andar – 70065-900 - Brasília – DF
Escritório Central
RB1 - Av. Rio Branco, n° 1 - 11° andar
20090-003 - Rio de Janeiro – RJ
Diretor-Geral
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Diretor de Planejamento e Programação da Operação
Francisco José Arteiro de Oliveira
Gerente Executivo de Planejamento Energético
Mario Jorge Daher
Gerente de Previsão de Carga
Fausto Pinheiro Menezes
Equipe Técnica
Douglas Aranil Magalhães Barbosa
Marcia Pereira dos Santos
Marcela de Souza Rodrigues
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
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Conselheiro Área de Gestão de Mercado
Roberto Castro
Gerente Executivo de Monitoramento, Gestão de Penalidades & Informações
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Gerente de Análise e Informações ao Mercado
Débora Leão Soares Tortelly
Equipe Técnica
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Erika da Cunha Ferreira Gomes
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URL: http://www.ccee.org.br Escritório Central Avenida Paulista 2064 – 13º andar 01310-200 – São Paulo – SP
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ESTUDOS DA DEMANDA
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NOTA TÉCNICA CCEE 0083/2018
Previsão de carga para o Planejamento Anual
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2019-2023
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO_______________________________________________________ 1
2 SIN - MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA EM 2018 ____________________________ 4
3 A CARGA DO SISTEMA INTERLIGADO EM 2018 ______________________________ 6
4 PREMISSA MACROECONÔMICA __________________________________________ 8
5 PROJEÇÃO DO CONSUMO NO SIN, 2019-2023 _____________________________ 10
5.1 ASPECTOS METODOLÓGICOS 10
5.2 PROJEÇÃO 12
6 PROJEÇÃO DA CARGA DE ENERGIA NO SIN, 2019-2023 ______________________ 16
7 PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA NO SIN, 2019-2023 _____________________ 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 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 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) 5 Tabela 3. SIN. Consumo de energia elétrica projetado por classe de consumo (GWh) 5 Tabela 4. SIN. Carga de energia por subsistema. Janeiro-Dezembro [2017-2018] 7 Tabela 6. SIN. Consumo projetado de energia elétrica, 2019-2023 12 Tabela 7. SIN. Projeção do consumo de energia elétrica na rede (GWh), 2019-2023 13 Tabela 8. SIN. Projeção da carga de energia (MWmédio), 2019-2023 17 Tabela 9. SIN. Acréscimos anuais da carga de energia (MWmédio), 2019-2023 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 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 iii ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 1. SIN. Carga de energia, 2018: PLAN 2018 versus 2ª Revisão Quadrimestral 2018 7 Gráfico 2. Curvas de elasticidade-renda: Brasil x Subsistemas e Sistemas Isolados 11 Gráfico 4. SIN. Estrutura do consumo por subsistema (%) 13 Gráfico 5. SIN. Estrutura do consumo por classe (%) 14 Gráfico 6. SIN e Subsistemas. Índice de perdas e diferenças 2018-2023 (%) 17 Gráfico 7. SIN. Carga de energia: PLAN 2018 versus 2ª Revisão Quadrimestral 2018 18
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 iv
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Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 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 2019-2023 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 final do mês de novembro de 2019 1 . Essas previsões de carga passaram a ser utilizadas a partir do Programa Mensal da Operação (PMO) de janeiro/2019. 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 2018-2022. A atual previsão levou em consideração a avaliação da conjuntura econômica e o monitoramento do consumo e da carga, ao longo do ano de 2018, por meio das Resenhas Mensais 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 2018-2022 e suas revisões quadrimestrais. Diversos fatores vêm influenciando o comportamento da carga no SIN ao longo de 2018. Entre eles, destacam-se uma atenuação da expectativa de crescimento econômico neste ano, intensificada pela greve dos caminhoneiros, redução de produção de plantas energointensivas e temperaturas acima da média histórica no Norte do País no final do ano. Levando-se em consideração a reavaliação do impacto desses fatores sobre o consumo e a carga, as novas previsões contemplam aumento do consumo de eletricidade no SIN de 1,1% no ano de 2018, com crescimentos nas classes residencial (1,3%), industrial (1,4%), comercial (0,5%) e nas outras classes (0,9%). A estimativa atual da carga de energia do SIN, em 2018, é de 66.510 MWmédios, representando uma expansão de 1,4% (ou 0,9 GWmédios) relativamente ao ano anterior e situando-se 136 MWmédios abaixo do valor previsto na 2ª Revisão Quadrimestral. O crescimento médio da carga de energia no SIN entre 2019 e 2023 é de 3,8% ao ano. A previsão da carga de energia do SIN é de 76.912 MWmédios em 2022, 511 MWmédios inferior à previsão anterior. 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.
1 http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados- abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-305/topico-442/Boletim%20Tecnico%20EPE-ONS- CCEE%20-%20Planejamento%20Anual%20-%202019-2023.pdf
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 2 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 2019, 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.
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2 SIN - MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA EM 2018
O consumo de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN terminou o período
janeiro-outubro com um crescimento de 1,1% em relação ao mesmo período de 2017. Para os
dois últimos meses de 2018, espera-se uma continuidade da lenta retomada do consumo
observada ao longo do ano. Desta forma, nesse último bimestre, projeta-se que, o consumo
no SIN cresça à taxa de 1,1%. Com isso, para 2018, a expectativa é que o consumo na rede do
SIN terá alta de 1,1% ante 2017.
Até outubro, houve redução do consumo somente no subsistema Norte, refletindo a produção
menor na indústria metalúrgica no Pará, em função da redução pela metade da produção de
planta do setor desde abril.
No Sudeste/Centro-Oeste, também foi o desempenho da classe industrial que explicou o
resultado positivo no período, destacando-se os setores metalúrgico, de extração de minerais
metálicos e automotivo. No setor metalúrgico, os principais avanços foram na siderurgia, nas
ferroligas e na metalurgia dos metais não-ferrosos de São Paulo e Minas Gerais. No segmento
extrativo, se sobressaíram a extração de minério de ferro em Minas Gerais e a pelotização no
Espírito Santo. Já no ramo automotivo, São Paulo que representa cerca de 60% do consumo de
eletricidade do setor, foi quem mais destacou.
Já no Sul e no Nordeste, a maior contribuição veio da baixa tensão. No Sul, principalmente
pelo aumento do consumo nas residências. No Nordeste, além da classe residencial, também
se sobressaiu o crescimento na classe comercial.
Na baixa tensão, com a lenta recuperação do mercado de trabalho, puxada sobretudo pela
informalidade, prevaleceu a influência de fatores eventuais, sendo grande parte do seu
desempenho devido à demanda para climatização.
Na Tabela 1 são apresentados os resultados do consumo total no período.
Tabela 1. SIN. Consumo total de energia elétrica realizado por subsistema elétrico (GWh)
20172018
D%
20172018
D%
20172018
D%
Norte3.0962.856-7,8%28.84427.502-4,7%34.79533.501-3,7%
Nordeste6.2276.4513,6%60.26560.9111,1%72.74773.4551,0%
Sudeste/CO22.85223.2361,7%225.358229.3521,8%270.277275.6132,0%
Sul6.8786.9240,7%70.93671.9751,5%84.57186.0371,7%
SIN39.05339.4671,1%385.403389.7401,1%462.389468.6051,3%
Subsistema
Em OutubroAté Outubro12 Meses (findos em Outubro)
Fonte: EPE. Por sua vez, a Tabela 2 resume os dados de consumo no SIN por classe.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 5 Tabela 2. SIN. Consumo de energia elétrica realizado por classe de consumo (GWh) 20172018 D% 20172018 D% 20172018 D% Residencial11.04511.2762,1%110.287111.6781,3%132.525134.3221,4% Industrial14.18514.2990,8%138.813140.9301,5%166.185169.3731,9% Comercial7.2637.3441,1%72.76173.0860,4%87.54188.1080,6% Outros6.5596.548-0,2%63.54264.0460,8%76.13876.8010,9% Total39.05339.4671,1%385.403389.7401,1%462.389468.6051,3% Em Outubro Classe Até Outubro12 Meses (findos em Outubro)
Fonte: EPE.
Para o ano de 2018, a previsão é de crescimento de 1,1% do consumo de eletricidade do SIN,
considerando-se o mercado realizado até o mês de outubro e do cenário econômico neste
ano. Nesta revisão, todas as classes sofreram ajustes para baixo, com exceção das “outras
classes”, influenciadas pelo bom desempenho da classe rural.
A expectativa para o ano de 2018 é de que o montante de energia elétrica consumida no SIN
deverá totalizar 469.361 GWh, significando, em relação ao ano anterior, um acréscimo de
1,1%. Pela nova previsão, o consumo total de energia elétrica no SIN em 2018 será 1,2 TWh
inferior à projeção anterior.
Tabela 3. SIN. Consumo de energia elétrica projetado por classe de consumo (GWh)
20182018
2ª Rev. Quad.¹PLAN 2019-2023
Residencial132.932134.4251,1%134.6001,3%
Industrial167.256171.4192,5%169.5141,4%
Comercial87.78388.3590,7%88.2280,5%
Outros76.29776.3950,1%77.0190,9%
Total464.268470.5981,4%469.3611,1%
Classe2017
D%D%
Notas: (1) Previsão apresentada na nota técnica da 2ª Revisão Quadrimestral de 2018.
(2) Previsão atual apresentada nesta nota técnica para a Previsão de carga para o Planejamento Anual
da Operação Energética 2019-2023.
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023
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3 A CARGA DO SISTEMA INTERLIGADO EM 2018
O desempenho da carga ao longo de 2018 foi impactado negativamente pelo quadro de
recuperação lento e gradual da economia brasileira e o elevado nível de incerteza política e
econômica no contexto nacional.
Considerando os valores verificados da carga de energia de janeiro a outubro, o valor
estimado para novembro e as previsões para o mês de dezembro realizadas no PMO de
novembro/2018, a carga de energia do SIN registra, no ano de 2018, crescimento de 1,4%
sobre igual período de 2017.
Merece destaque o impacto, na carga do SIN, da greve dos caminhoneiros ocorrida entre o
final de maio e o início de junho/18, quando foi observado um aumento dos estoques de
produtos finais e redução dos estoques de insumos, afetando os custos, produção, utilização
da capacidade e confiança. Além disso, o comportamento diferenciado da carga observada
nos dias de jogos do Brasil na Copa do Mundo também contribuiu para o desempenho da carga
durante o mês de junho/18.
No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, onde está concentrada cerca de 60% da carga industrial
do país, a variação positiva de 1,6% observada na carga no ano de 2018, e explicada
principalmente pelo desempenho da indústria.
A carga do subsistema Sul apresenta no ano de 2018 um crescimento de 1,7% relativamente
ao ano anterior. Destaca-se o crescimento de 10,1% na carga neste subsistema no mês de
abril/18, explicada principalmente pela ocorrência de temperaturas muito superiores às
verificadas no mesmo período do ano anterior associada ao efeito calendário.
No subsistema Nordeste, os baixos índices de precipitação acompanhados de temperaturas
acima da média, ao longo do segundo semestre de 2018, superiores ao ocorrido ao mesmo
período do ano anterior, contribuíram para o desempenho da carga ocasionando uma taxa de
crescimento 2,0% no ano.
A variação negativa de 1,8% no subsistema Norte, a despeito do registro de altas
temperaturas a partir de outubro, pode ser explicada, principalmente, pela redução da carga
de um Consumidor Livre da Rede Básica que vem se mantendo desta forma desde meados de
abril/18.
A Tabela 4 apresenta a comparação entre a carga de energia verificada para o período
janeiro-dezembro de 2018 e a prevista anteriormente na 2ª Revisão Quadrimestral referente
ao Planejamento Anual da Operação Energética do ONS (2018-2022), com os respectivos
desvios. O Gráfico 1 resume o resultado da projeção da carga de energia mensal para o ano
de 2018.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 7 Tabela 4. SIN. Carga de energia por subsistema. Janeiro-Dezembro [2017-2018]
VERIFICADO 2017 [A] (1)M Wmédio5.50210.60238.19911.28265.585 PREVISÃO 2018 [B] (2)M Wmédio5.40510.81938.81611.46966.510 Crescimento [B/A]%-1,8%2,0%1,6%1,7%1,4% PREVISÃO 2ª REVISÃO QUADRIM ESTRAL [C]M Wmédio5.44210.67539.05211.47666.645 DESVIO [B] – [C]M Wmédio-37144-236-7-136 DESVIO [B] / [C]%-0,7%1,3%-0,6%-0,1%-0,2% SulSINPeríodoUnid.NorteNordeste Sudeste/ Centro- Oeste
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Gráfico 1. SIN. Carga de energia, 2018: PLAN 2018 versus 2ª Revisão Quadrimestral 2018
60.000
62.000
64.000
66.000
68.000
70.000
72.000
janfevmarabrmaijunjulagosetoutnovdez
MWmédio
201620172018 - 1ª RQ2018 - 2ª RQ2018 - Planejamento Anual
Nota: Para “2018 – Planejamento Anual”: valores verificados nos meses de janeiro a outubro, valor estimado para novembro e valores do PMO para dezembro. Fonte: EPE/ONS/CCEE.
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4 PREMISSAS MACROECONÔMICAS
A economia brasileira mostra sinais de uma retomada gradual, ainda que num ritmo mais
lento que o esperado no momento de elaboração dos estudos anteriores. Ao longo do ano
diversas instituições econômicas e financeiras revisaram para baixo suas projeções de
crescimento do PIB para o ano de 2018.
O PIB do terceiro trimestre deste ano avançou 0,8%, em relação ao segundo trimestre. Na
comparação com o mesmo período do ano anterior o crescimento foi de 1,3%. O resultado do
terceiro trimestre corrobora a recuperação gradual da economia brasileira, apresentando no
acumulado do ano até setembro uma variação de 1,4%.
Por outro lado, os dados do mercado de trabalho ainda apresentam recuperação bastante
lenta. A taxa de desemprego ainda está acima de 12% e as melhorias observadas se devem,
sobretudo, ao aumento da informalidade. Com relação aos indicadores de confiança, tanto de
empresários quanto do consumidor, o que se observa é que os melhores resultados são
explicados pela expectativa futura dos agentes e não pela situação atual da economia.
Dessa forma, a projeção de PIB da EPE para 2018 foi revisada de 1,6% para 1,4%, entendendo
que a recuperação da economia está acontecendo, mas abaixo do esperado e desejado para a
economia brasileira.
Na ótica da oferta, destaca-se a projeção da indústria, que foi revista de 2,3% para 1,6% em
2018. Projeta-se queda um pouco maior do que a esperada na construção civil em 2018. A
indústria extrativa não repetirá o desempenho dos anos anteriores, sobretudo em função da
extração de petróleo. No plano dos setores intensivos em energia, destaca-se o ramo da
metalurgia dos não ferrosos, que sofreu impacto de eventos extraordinários. Houve redução
significativa produção do setor a partir de meados de 2018, sem previsão exata de retorno a
uma situação de normalidade.
Com relação aos anos seguintes, a expectativa é de crescimento econômico moderado. Em
2019 o crescimento esperado ainda é modesto, considerando-se que o país está saindo de
uma crise econômica severa. Os fatores que possibilitam o crescimento no curto prazo são o
alto nível de capacidade ociosa da economia, o estímulo da política monetária e o bom
desempenho do mercado de crédito. Entre os fatores que podem limitar o crescimento,
destaca-se a situação fiscal que exigirá medidas restritivas.
O cenário um pouco mais modesto em 2019 será mais sentido pela construção civil, cujo
desempenho foi revisto para baixo, impactando levemente a indústria geral nesse ano - de
2,5% para 2,3%. Parte significativa da indústria de transformação possui capacidade ociosa
para expandir a produção sem necessidade de grandes investimentos no curto prazo. A
siderurgia é um exemplo dessa situação, pois poderá prontamente atender ao esperado
aumento do consumo interno de aço apenas com a reativação de diversos parques atualmente
paralisados.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 9 Ainda em 2019, espera-se que haja retomada do nível de confiança dos empresários e, consequentemente, aumento dos investimentos. Entretanto, um nível maior de investimentos só deve ser alcançado nos anos posteriores, quando um ambiente de maior estabilidade e previsibilidade serão determinantes para o crescimento dos investimentos em infraestrutura. Além disso, ao longo do horizonte é esperado que a retomada do mercado de trabalho proporcione um maior consumo das famílias. Com relação aos fatores que poderão limitar um melhor desempenho da economia brasileira no médio prazo, destacam-se as baixas taxas de poupança e da produtividade da economia brasileira. Espera-se que o maior nível de investimento, assim como a realização de algumas reformas econômicas, impacte o nível de produtividade da economia. Entretanto, muitos dos fatores que impactam a produtividade exigem um prazo maior do que o considerado neste estudo para que os efeitos sejam observados. Dessa forma, espera-se um crescimento médio da economia brasileira de 2,7% a.a. entre 2019 e 2023. A agropecuária, a indústria e os serviços avançarão, respectivamente, 2,9%, 3,0% e 2,5% a.a.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018
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5 PROJEÇÃO DO CONSUMO NO SIN, 2019-2023
5.1 Aspectos metodológicos
No atual ciclo da Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética
2019-2023, foi realizada uma adaptação na metodologia de projeção do consumo na rede por
classe e subsistema elétrico, de modo a dar maior robustez aos valores projetados e melhor
capacidade de análise técnica.
A projeção do consumo na rede por subsistema elétrico (e Sistemas Isolados) se baseia na
segmentação de classes disponível no SIMPLES (Sistema de Informações de Mercado para
Planejamento do Setor Elétrico): residencial, industrial, comercial e outras classes.
Na classe residencial, o consumo projetado por subsistema é obtido através da projeção de
dois parâmetros: número de consumidores residenciais (NCR), projetado em consonância com
o ritmo de crescimento da população e com a expectativa de habitantes por domicílio
2
no
futuro em cada subsistema elétrico, e consumo médio por consumidor residencial (CPC), em
bases mensais, com elasticidade correlacionada ao PIB Brasil. O consumo residencial é obtido,
portanto, pela identidade:
Consumo residencial= NCR x CPC x 12
É importante ressaltar que é realizada consistência do consumo residencial com o Modelo do
Setor Residencial (MSR), onde há a desagregação parcial do consumo nacional nos principais
equipamentos, considerando posse, hábitos e tecnologia, além de um montante do consumo
advindo de outros equipamentos. Com a interação entre os dois modelos, é possível obter a
projeção da eficiência elétrica para o horizonte em estudo.
Na classe industrial, busca-se um detalhamento dos grandes consumidores (cadeia do
alumínio, cadeia do aço, cobre, soda-cloro, petroquímica, papel & celulose e cimento), em
termos econômicos e tecnológicos, sempre que possível em nível de plantas industriais. Em
alguns destes segmentos industriais, há a capacidade de suprir parcela de seu consumo
através de autoprodução clássica
3
, que varia no tempo conforme a tecnologia e o ritmo de
crescimento do setor. Do consumo total de eletricidade relativo aos grandes consumidores,
deve ser debitada a estimativa de autoprodução clássica para que se obtenha o consumo na
rede dos grandes consumidores. O restante do consumo da classe industrial na rede, aqui
denominado “industrial tradicional” (CITrad), tem projeção da elasticidade correlacionada ao
PIB brasileiro. Assim, o consumo industrial na rede é obtido através da soma das parcelas
“grandes consumidores” e “industrial tradicional”.
2 Utilizando-se a relação NCR/Pop (número de consumidores residenciais / população) como “proxy”. 3 Autoprodução clássica de energia elétrica: geração de eletricidade do consumidor para seu consumo com instalações próprias de geração de energia elétrica, localizadas junto às unidades consumidoras. A principal forma de autoprodução é a cogeração, uma forma de uso racional da energia, uma vez que o rendimento do processo de produção de energia é significativamente aumentado a partir da produção combinada de energia térmica e elétrica, com melhor aproveitamento do conteúdo energético do combustível.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 11 No caso do consumo comercial, é realizada a regressão da elasticidade do parâmetro CC/Pop (consumo comercial / população) com o PIB brasileiro. Através deste método, é possível projetar o consumo comercial brasileiro sob influência tanto do cenário de população quanto do cenário de PIB. Método similar também é utilizado para a projeção do consumo das outras classes, através do parâmetro CO/Pop (consumo das outras classes / população). A novidade metodológica desta projeção ocorre nas projeções dos parâmetros CPC, CITrad, CC/Pop e CO/Pop. Nestes casos, foram realizadas regressões das elasticidades-renda com o PIB brasileiro, de modo a calibrar as elasticidades para o Brasil. As elasticidades-renda dos subsistemas (e Sistemas Isolados) são obtidas deslocando-se as curvas obtidas para o Brasil, de modo que, em média, a soma dos parâmetros dos subsistemas equivalha ao obtido através da regressão a nível nacional. Convencionou-se nomear de “fatores de deslocamento” os parâmetros de deslocamento das curvas de elasticidade frente às curvas obtidas para o Brasil. A título de exemplo, o Gráfico 2 ilustra a relação entre as curvas de elasticidade de subsistemas e Sistemas Isolados frente à curva Brasil. Gráfico 2. Curvas de elasticidade-renda: Brasil x Subsistemas e Sistemas Isolados
Fonte: EPE. A eficientização do consumo projetado para as classes “industrial tradicional”, comercial e outras classes se dá através de curvas baseadas no histórico e nas expectativas do Balanço de Energia Útil (BEU). No caso do consumo residencial, como supracitado, a eficiência é obtida através da interação do modelo de eletricidade, que desagrega o consumo por subsistema elétrico e sistemas isolados, com o MSR, que desagrega o consumo nos principais equipamentos. Já no caso dos grandes consumidores, a eficiência é dada tanto pela penetração tecnológica esperada para algumas plantas quanto pelos ganhos de rendimentos esperados no BEU. Por fim, através de agregação das projeções dos consumos na rede com eficiência por classe e subsistema (e Sistemas Isolados), é possível obter tanto o consumo na rede com eficiência tanto do Brasil quanto do SIN.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 12
5.2 Projeção
No ano de 2018, a economia brasileira mostra sinais de uma retomada gradual, porém, a
ritmo pouco inferior do que o esperado à época da elaboração das projeções da 2ª Revisão
Quadrimestral de 2018. Como consequência, a projeção de PIB para 2018 foi revisada de 1,6%
para 1,4%, fato que se refletiu na projeção do consumo na rede do SIN, revisada de 1,6% para
1,1%.
Para o período 2019-2023, foram mantidas as mesmas projeções de crescimento do PIB da 2ª
Revisão Quadrimestral, dado o elevado grau de incerteza sobre a evolução da economia.
Desta forma, até 2023, estima-se que o consumo no SIN cresça à taxa média de 3,8% anuais.
Com isso, a projeção do consumo na rede para o ano 2022 encontra-se 1,7 TWh abaixo do
montante previsto na 2ª Revisão Quadrimestral 2018-2022, conforme pode ser observado na
Tabela 5.
Tabela 5. SIN. Consumo projetado de energia elétrica, 2019-2023
PeríodoUnid.20192020202120222023
PREVISÃO 2ª RQ 2018 [A] (1)GWh470.598487.841506.132525.494546.131
PLAN 2018-2023 [B] (2)GWh469.361487.515505.681523.921544.473
DESVIO [B] – [A]GWh-1.237-326-452-1.573-1.658
DESVIO [B] / [A]%-0,3%-0,1%-0,1%-0,3%-0,3%
(1) Previsão da 2ª Revisão Quadrimestral de 2018.
(2) Previsão atual apresentada nesta nota técnica para a Previsão de carga para o Planejamento Anual da
Operação Energética 2019-2023.
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 Norte, devido à
retomada de setores eletrointensivos na região. Dessa forma, o subsistema Norte, que em
2019 tem uma participação estimada de 7,5% no consumo do SIN, aumentaria sua
participação para 7,8% em 2023, 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 36,1% em 2019 contra 35,3% em 2023.
Já no subsistema Sudeste/Centro-Oeste boa parte da perda participativa 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
em energia, em especial, do setor produtor de alumínio primário. As classes residencial e
comercial devem registrar taxas de crescimento anuais de 3,9% e 4,0%, respectivamente.
As outras classes de consumo praticamente 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 2023 com ganhos de 0,6% de incremento
na representatividade, conforme demonstrado no Gráfico 4.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 13 Tabela 6. SIN. Projeção do consumo de energia elétrica na rede (GWh), 2019-2023 Consumo na Rede20192020202120222023 ∆% ao ano 2019-2023 SIN487.515505.681523.921544.473565.8083,8% Residencial139.640145.138150.807156.532162.4193,9% Industrial176.138181.558186.416193.152199.9873,2% Comercial91.56595.19299.028103.046107.2904,0% Outras classes80.17383.79287.67091.74496.1124,6% Norte36.44837.91239.22341.87144.3595,0% Nordeste76.74280.28883.76287.51491.3784,5% Sudeste/CO285.132294.996304.954315.407326.5913,5% Sul89.19392.48495.98299.681103.4803,8% Projeção por classe de consumo Projeção por subsistema interligado
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Gráfico 3. SIN. Estrutura do consumo por subsistema (%)
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 14 Gráfico 4. SIN. Estrutura do consumo por classe (%)
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023
16
6 PROJEÇÃO DA CARGA DE ENERGIA NO SIN, 2019-2023
Em função da conjuntura econômica atual, do comportamento da carga ao longo do ano de
2018 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 2019-2023 foi revista em relação à projeção da 2ª Revisão
Quadrimestral de 2018, a qual foi utilizada nos Programas Mensais de Operação de setembro
de 2018.
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 termelétrica 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.
No subsistema Norte, foram verificadas em 2018 temperaturas altas em relação aos valores
típicos para essa época do ano, corroborando para o incremento da carga de energia. Apesar
disso, não se observou aumento do consumo residencial faturado que, concomitante à
redução do consumo industrial (sobretudo advindo de eletrointensivos), provocou uma alta do
índice de “perdas e diferenças” no ano de 2018. Desta forma, considerando-se que no
subsistema Norte as temperaturas devem retornar a níveis típicos e que o cenário adotado
contempla retomada da utilização de capacidade instalada de grandes consumidores, adotou-
se o nível de “perdas e diferenças” observado no ano de 2017 para o horizonte 2019-2023.
Nesta projeção, as “perdas e diferenças” do SIN foram mantidas constantes entre 2019 e
2023, em percentual da carga de energia.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 17 O Gráfico 5 apresenta as trajetórias de “perdas e diferenças” adotadas para cada subsistema elétrico no horizonte em análise. Gráfico 5. SIN e Subsistemas. Índice de perdas e diferenças 2018-2023 (%)
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 2019-2023, conforme apresentado na Tabela 7. A Tabela 8 mostra as respectivas variações anuais de carga. Os resultados da projeção da carga, detalhados em valores mensais por subsistema, são apresentados em Anexo. Tabela 7. SIN. Projeção da carga de energia (MWmédio), 2019-2023 Norte5.7555.9866.1936.6127.0045,0% Nordeste11.27211.78512.28912.83713.4034,4% Sudeste/CO40.01541.38042.76344.22245.7893,4% Sul11.85612.29012.75313.24313.7473,8% SIN68.89771.44173.99876.91279.9443,8% 2023 ∆% ao ano 2019-2023 Subsistema2019202020212022
Fonte: EPE/ONS/CCEE. Tabela 8. SIN. Acréscimos anuais da carga de energia (MWmédio), 2019-2023 Subsistema20192020202120222023 Norte350231207418393 Nordeste453513504548567 Sudeste/CO1.1991.3651.3831.4591.567 Sul386434463490505 SIN2.3882.5432.5572.9153.032
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 2019-2023) e a previsão anterior (2ª Revisão Quadrimestral da Carga de 2018). A previsão atual da carga de energia do SIN para
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 18 2018 situa-se 136 MWmédio abaixo da previsão anterior. Para os anos subsequentes, isto é, para o período até 2023, prevê-se um crescimento médio anual da carga de energia do SIN de 3,7% ao ano, representando uma expansão média anual de 2.687 MWmédio. A previsão da carga de energia para o ano de 2022 resulta 511 MWmédio inferior à previsão anterior. Gráfico 6. SIN. Carga de energia: PLAN 2018 versus 2ª Revisão Quadrimestral 2018
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
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Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 20 7 PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA NO SIN, 2019-2023 Para as projeções de demanda integrada desta Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023, foram utilizados fatores de carga médios mensais dos últimos três anos, além de meses realizados de 2018, levando-se em consideração o total da geração de usinas despachadas e não despachadas pelo ONS, 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. Já para os sistemas Norte/Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste/Sul, além do Sistema Interligado Nacional em momento posterior, a demanda integrada mensal é obtida a partir da aplicação de fatores de diversidade médios históricos na soma das demandas integradas de seus respectivos subsistemas integrantes. 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 9 e na Tabela 10. Tabela 9. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Integrada (MWh/h) Subsistema20192020202120222023 Norte6.9467.1927.4427.9388.377 Nordeste13.92014.55315.17615.85216.552 Sudeste/CO52.79554.58656.42158.34560.413 Sul18.10218.75919.47120.22020.991 N/NE20.77221.64722.51723.68424.659 S/SE/CO70.66673.10475.61878.31281.069 SIN90.15093.46096.750100.551104.369
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 21 Tabela 10. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Instantânea (MW) Subsistema20192020202120222023 Norte7.0437.2897.5398.0518.554 Nordeste14.03614.67415.30315.98416.690 Sudeste/CO53.26655.07356.92458.86660.952 Sul18.26818.93219.65020.40621.183 N/NE20.92021.80122.67723.85224.833 S/SE/CO71.24373.70176.23678.95281.732 SIN90.90894.24597.565101.397105.245
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 22 ANEXOS A: PROJEÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NA REDE B: PROJEÇÃO DA CARGA MENSAL DO SIN
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 23 ANEXO A: PROJEÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NA REDE SIN e Subsistemas. Consumo por classe de consumidores, em GWh Norte36.44837.91239.22341.87144.3595,0% Residencial10.21810.71811.23611.76412.3104,8% Industrial16.40816.91217.20918.80520.1825,3% Comercial4.9735.1645.3665.5785.8013,9% Outras4.8485.1185.4115.7246.0655,8% Nordeste76.74280.28883.76287.51491.3784,5% Residencial25.62027.01928.49029.99931.5805,4% Industrial21.75222.48222.96323.60324.1632,7% Comercial13.81114.39815.02115.67616.3714,3% Outras15.55916.38917.28818.23619.2635,5% Sudeste/Centro-Oeste285.132294.996304.954315.407326.5913,5% Residencial81.35784.18887.08589.98992.9503,4% Industrial104.458107.644110.637113.936117.6663,0% Comercial57.13159.34561.68164.12766.7043,9% Outras42.18743.81945.55047.35549.2704,0% Sul89.19392.48495.98299.681103.4803,8% Residencial22.44523.21223.99624.78025.5783,3% Industrial33.52034.52135.60636.80737.9753,2% Comercial15.65016.28616.95917.66618.4134,1% Outras17.57818.46519.42120.42821.5145,2% SIN487.515505.681523.921544.473565.8083,8% Residencial139.640145.138150.807156.532162.4193,9% Industrial176.138181.558186.416193.152199.9873,2% Comercial91.56595.19299.028103.046107.2904,0% Outras80.17383.79287.67091.74496.1124,6% Subsistema/Classe ∆% ao ano 2019-2023 20232019202020212022
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 24 ANEXO B: PROJEÇÃO DA CARGA MENSAL DO SIN Carga de Energia (MWmédio) Subsistema Norte ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 20195.2825.7075.8105.8245.7935.6075.6455.9175.9775.8985.8595.7455.755 20205.8445.9066.0106.0265.9935.8015.8396.1226.1856.1026.0635.9445.986 20216.0466.1106.2186.2356.2006.0016.0416.3336.3996.3136.2736.1496.193 20226.4546.5236.6386.6566.6186.4076.4496.7616.8316.7396.6966.5646.612 20236.8376.9107.0327.0517.0116.7876.8327.1627.2377.1407.0946.9547.004 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201911.41611.42911.63411.44111.16910.87810.70810.86711.15311.44211.57111.56711.272 202011.93611.94812.16311.96111.67611.37311.19511.36111.66011.96212.09712.09311.785 202112.44712.46012.68412.47412.17611.86011.67411.84712.15912.47512.61512.61112.289 202213.00113.01513.24913.02912.71912.38812.19412.37512.70113.03013.17713.17312.837 202313.57513.59013.83413.60513.28112.93512.73312.92213.26213.60613.75913.75513.403 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201940.92942.57741.64240.21838.85238.20938.13539.15839.99840.67039.98639.99940.015 202042.31844.02243.05441.58240.17039.50539.42940.48741.35542.05041.34241.35641.380 202143.74045.50144.50242.98041.52040.83340.75441.84842.74543.46342.73242.74642.763 202245.23247.05346.02044.44642.93642.22642.14443.27544.20344.94544.19044.20444.222 202346.83548.72147.65146.02144.45843.72343.63844.80945.77046.53945.75645.77145.789 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201912.66813.15412.44011.56411.30411.34211.48911.52611.38511.60511.87112.00511.856 202013.12813.63212.89211.98411.71511.75411.90611.94511.79812.02612.30212.44112.290 202113.62614.14913.38112.43812.15912.20012.35812.39812.24612.48312.76912.91312.753 202214.15014.69313.89612.91712.62712.66912.83312.87512.71712.96313.26013.41013.243 202314.68915.25314.42513.40913.10813.15213.32213.36513.20213.45713.76613.92113.747 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201970.29572.86771.52669.04667.11766.03665.97767.46868.51269.61569.28869.31768.897 202073.22575.50874.12071.55369.55368.43368.36969.91470.99872.14071.80571.83471.441 202175.85978.22176.78574.12772.05570.89470.82772.42673.54974.73374.38974.41973.998 202278.83781.28579.80277.04774.90073.69073.62075.28676.45277.67877.32477.35176.912 202381.93784.47582.94380.08677.85876.59776.52578.25879.47080.74180.37580.40079.944
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 25 Demanda Máxima Integrada (MWh/h) Subsistema Norte ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 20196.1506.6066.8466.8196.8416.4906.4346.8446.8976.7786.7976.9466.946 20206.8146.8877.0867.0627.0806.7116.6567.0807.1387.0137.0227.1927.192 20217.0497.0817.3317.3067.3266.9436.8867.3247.3837.2557.2637.4427.442 20227.5277.5607.8237.7997.8197.4107.3507.8197.8847.7457.7527.9387.938 20237.9917.9688.1698.2288.2357.7907.7168.2838.3778.2058.1648.2188.377 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201913.34013.65113.68513.61413.22012.80812.39612.79513.09613.47713.66613.92013.920 202013.94714.27214.30714.23313.82113.39012.96013.37713.69114.09014.28714.55314.553 202114.54414.88314.92014.84214.41313.96413.51513.95014.27714.69314.89915.17615.176 202215.19215.54615.58515.50415.05514.58614.11714.57214.91415.34815.56315.85215.852 202315.86316.23216.27316.18815.72015.23014.74115.21515.57216.02616.25016.55216.552 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201951.65652.77251.63749.54448.47648.13847.81148.12050.57752.79551.13149.68952.795 202053.40054.55953.37851.21550.11149.76249.42249.74252.28154.58652.86551.36254.586 202155.17956.36955.15752.92151.78051.41751.06851.39754.02156.42154.64353.08856.421 202257.08758.32257.06754.75653.57653.20252.84053.18255.89658.34556.50854.90158.345 202359.12960.31759.06756.64355.40855.00554.67055.02757.83160.41358.48356.79560.413 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201917.60418.10217.24215.73714.86114.68214.88514.76415.12315.61216.25016.79918.102 202018.24318.75917.86816.30915.40115.21515.42515.30015.67316.17916.84017.40918.759 202118.93519.47118.54716.92815.98515.79216.01115.88116.26816.79317.47918.07019.471 202219.66320.22019.26017.57916.60016.40016.62616.49216.89317.43818.15118.76520.220 202320.41320.99119.99418.24917.23317.02517.26017.12017.53718.10318.84319.48020.991 Sistema Norte/Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201919.34220.07920.31520.25219.85819.26618.58119.57119.83020.00920.32020.77220.772 202020.60320.97321.16821.10720.68920.06819.35720.38620.65920.84621.16021.64721.647 202121.43021.77122.01721.95321.51820.87220.13221.20021.48321.68222.00822.51722.517 202222.54722.90323.16223.09722.64321.96021.18322.31322.61122.81223.15323.68423.684 202323.67323.98824.18524.20123.71222.98222.15923.41623.75423.93624.24424.65924.659 Sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201968.47470.66668.10664.70063.04662.36162.18962.32065.21467.75466.72365.98570.666 202070.83073.10470.44866.92365.21064.50364.32464.45967.45070.09069.02468.25173.104 202173.27375.61872.87769.22767.45366.71966.53866.67469.76872.51571.41870.61975.618 202275.87978.31275.47071.69169.85369.09468.90669.04872.25075.06173.92973.10978.312 202378.63981.06978.17474.22572.30671.50471.35071.49974.80977.76776.57075.69781.069 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201987.12990.15087.81884.17681.60880.38779.95181.02984.51687.43686.29285.84590.150 202090.71893.46090.99187.22584.55783.28582.83283.95287.56390.59789.40788.95393.460 202193.96296.75094.24790.34787.58186.25985.79086.95090.68693.84692.62092.15796.750 202297.656100.55197.95993.92291.05089.66989.17590.40094.27397.50896.24595.775100.551 2023101.512104.369101.66097.52694.51893.05092.56093.91797.952101.32599.94599.302104.369
Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Nota Técnica EPE-DEA 32/18 – ONS 163/2018 – CCEE 0083/2018 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética 2019-2023 26 Demanda Máxima Instantânea (MW) Subsistema Norte ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 20196.2196.6966.9346.9066.9486.6096.5486.9397.0436.8736.8607.0187.043 20206.8916.9807.1777.1527.1916.8346.7747.1787.2897.1117.0877.2667.289 20217.1297.1777.4267.4007.4407.0707.0087.4257.5397.3567.3317.5197.539 20227.6117.6627.9247.8997.9427.5467.4807.9288.0517.8537.8248.0208.051 20238.0818.0768.2758.3338.3647.9337.8528.3978.5548.3208.2408.3038.554 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201913.47313.77113.84613.71813.32712.91012.55212.86113.29113.55713.74214.03614.036 202014.08614.39714.47614.34213.93313.49713.12213.44613.89614.17314.36714.67414.674 202114.68915.01415.09614.95714.53014.07613.68414.02214.49114.78014.98215.30315.303 202215.34415.68315.76915.62315.17714.70314.29414.64615.13715.43915.65015.98415.984 202316.02116.37516.46516.31315.84715.35214.92515.29315.80516.12016.34116.69016.690 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201952.02353.19951.98349.99949.07649.04148.72649.22551.20353.26651.64950.24253.266 202053.77955.00253.73651.68550.73150.69550.36950.88452.92855.07353.40151.93455.073 202155.57056.82655.52653.40752.42052.38152.04652.57754.69056.92455.19753.67956.924 202257.49258.79557.44955.25954.23954.20053.85254.40256.58858.86657.08055.51358.866 202359.54960.80659.46257.16356.09356.03755.71756.29058.54760.95259.07557.42760.952 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201917.76018.26817.39115.81715.10815.04915.34615.16615.45015.80716.43816.90818.268 202018.40518.93218.02216.39115.65715.59615.90415.71716.01116.38117.03517.52218.932 202119.10319.65018.70617.01316.25116.18816.50716.31316.61917.00317.68218.18719.650 202219.83820.40619.42617.66716.87616.81017.14216.94017.25817.65718.36218.88720.406 202320.59421.18320.16618.34117.51917.45117.79517.58617.91618.33019.06219.60621.183 Sistema Norte/Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201919.48620.34220.56220.35720.09119.48618.81419.75520.06220.15220.49120.92020.920 202020.75621.24721.42421.21620.93220.29719.59920.57820.90120.99521.33821.80121.801 202121.58922.05622.28422.06721.77121.11020.38421.40021.73521.83722.19322.67722.677 202222.71423.20323.44223.21622.90822.21021.44922.52322.87522.97523.34723.85223.852 202323.84824.30124.47624.32423.98923.24322.43523.63624.03124.10624.44624.83324.833 Sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201969.08971.24368.58765.15263.84863.55963.41863.70766.02368.40667.32466.40971.243 202071.46673.70170.94567.39066.04065.74165.59565.89468.28870.76469.64768.69073.701 202173.93176.23673.39269.71168.31168.00067.85268.15870.63573.21372.06371.07476.236 202276.56178.95276.00472.19370.74270.42170.26770.58573.14875.78374.59773.57978.952 202379.34681.73278.72674.74473.22672.87772.75973.09175.73978.51677.26276.18481.732 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 201987.73390.90888.50984.84483.60283.04582.23282.27885.27588.18686.96386.40590.908 202091.34794.24591.70687.91786.62386.03885.19485.24788.34991.37590.10289.53394.245 202194.61497.56594.98891.06589.72289.11088.23788.29191.50094.65293.34192.75997.565 202298.334101.39798.73094.66993.27692.63091.71691.79595.12098.34696.99496.401101.397 2023102.217105.245102.45798.29996.82796.12095.19495.36598.832102.194100.72199.946105.245
Fonte: EPE/ONS/CCEE.