participaÇÃo e perspectivas das fontes renovÁveis e...

i

xz

PARTICIPAÇÃO E PERSPECTIVAS DAS

FONTES RENOVÁVEIS E OS SEUS

IMPACTOS PROVOCADOS NO SISTEMA

ELÉTRICO BRASILEIRO.

Douglas Souza Silva

Rio de Janeiro

Março, 2019

Projeto de Graduação apresentado ao curso de

Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientadores: Walter Issamu Suemitsu

Rachel Martins Henriques

ii

PARTICIPAÇÃO E PERSPECTIVAS DAS FONTES RENOVÁVEIS E OS SEUS

IMPACTOS PROVOCADOS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO.

Douglas Souza Silva

PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE

ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE

FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS

NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO

ELETRICISTA.

Examinado por

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

MARÇO DE 2019

_____________________________________

Prof. Walter Issamu Suemitsu , Dr. Ing.

_____________________________________

Eng. Rachel Martins Henriques, D. Sc

_____________________________________

Prof. José Luiz da Silva Neto, Ph.D.

iii

Silva, Douglas Souza

Participação e perspectivas das fontes renováveis e os seus

impactos provocados no Sistema elétrico brasileiro/

Douglas Souza Silva – Rio de Janeiro: UFRJ/ ESCOLA

POLITÉCNICA,2019

XIV, 84 p.:il.: 29,7 cm



Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica/ Curso de

Engenharia Elétrica, 2019.

Referência Bibliográficas: p. 59 - 62

1. Participação das fontes renováveis. 2. fontes intermitentes. 3.

Perspectivas das fontes renováveis. I. Walter Issamu Suemitsu et al.

II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica,

Curso de Engenharia Elétrica. III. Título.

iv

Á minha família,

Minha mãe e minha irmã.

v

AGRADECIMENTOS

À minha família, pelo apoio, carinho, amor e compreensão em todas as etapas da

minha vida. Principalmente a minha irmã Cintia, que tenho profunda gratidão por estar

sempre ao meu lado e por ter me dado forças nos momentos mais difíceis. À minha mãe

Cosmira, agradeço pela paciência e apoio no desenvolvimento desse trabalho.

Às amizades que construí durante esses anos na UFRJ, por desempenharem papel

importante em minha formação. Ao grupo galera nervosa pelos estudos, relatórios e

trabalhos elaborados, sem os quais eu não teria conseguido concluir a faculdade.

Especialmente ao Anderson, à Érika e à Lilian. Certamente a faculdade não teria sido a

mesma sem vocês. Obrigado por compartilhar todos os sucessos e fracassos comigo.

À EPE, pela oportunidade de aprendizado. Especialmente a Rachel Henriques, por

todos os ensinamentos e por ser tão paciente no meu período de estágio. Aos engenheiros

Juliana Nascimento e Rafael Araújo e toda a equipe de biocombustíveis, agradeço por

sempre estarem dispostos a me auxiliar.

À instituição de ensino UFRJ, e aos professores que tive a oportunidade de

conhecer e que me despertaram o interesse pela área de sistemas de energia.

Ao meu orientador Walter Issamu Suemitsu, por sua orientação na realização

deste trabalho.

E a todos àqueles que contribuíram de alguma forma. Mesmo não estando

presentes em minha vida, vocês foram fundamentais para uma experiência acadêmica

completa.

vi

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte

dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

PARTICIPAÇÃO E PERSPECTIVAS DAS FONTES RENOVÁVEIS E OS SEUS

IMPACTOS PROVOCADOS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO.

Douglas Souza Silva

Março/2019



Curso: Engenharia Elétrica

Devido a preocupações ambientais, ao contínuo desenvolvimento tecnológico, ao

constante crescimento da população mundial e consequente incremento na demanda de

energia, o uso de fontes renováveis para geração de eletricidade surge com uma solução

positiva para o planejamento energético de qualquer região ou país. Contudo, muitas das

energias renováveis são intermitentes aumentando a variabilidade e a imprevisibilidade

do parque gerador. Este trabalho é uma pesquisa de Graduação cujo objetivo de avaliar a

participação, perspectiva e os impactos do aumento das fontes alternativas no SIN. Para

essa análise, foram usados informações de energia injetada na rede e dos leilões de energia

através dos dados da CCEE, as informações de empreendimentos em operação da ANEEL

e o Plano Decenal de Energia de 2026, na criação de 3 cenários. Assim, seguindo a

metodologia da energia contratada nos leilões utilizando macros e VBA no Excel. Os

resultados apontam para um crescimento moderado na participação das fontes alternativas

com uma leve queda na oferta interna de energia no final do período de estudo. Tornam-

se imprescindíveis pesquisas futuras que apresentem propostas para reduzir os problemas

da variabilidade e a consequente redução da confiabilidade do sistema, sem que os

mesmos interferiram negativamente no crescimento das fontes renováveis.

Palavras Chave: Participação das fontes renováveis, fontes intermitentes, Perspectivas

das fontes renováveis.

vii

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/ UFRJ as a partial fulfillment of

the requirements for the degree of Electrical Engineer.

PARTICIPATION AND PERSPECTIVES OF RENEWABLES AND ITS IMPACTS

CAUSED IN THE BRAZILIAN ELECTRIC MATRIX

Douglas Souza Silva

March/2019

Adcisors: Walter Issamu Suemitsu


Course : Electrical Engineering

Due to environmental concerns, to the continuous technological development, the

constant growth of the world population and consequent increment in the demand of

energy, the use of renewable sources electricity for generation of appears with a positive

solution for the energy planning of any area or country. However, many of the renewable

energies are intermittent increasing the variability and the previsibility of the generating

park. This work is treated of a research of Graduation with objective of evaluating the

participation, perspective and impacts of the increase of the alternative sources in SIN.

For that analysis, information of energy were used injected in SIN and of the auctions of

energy through the data of CCEE, the information of enterprises in operation of ANEEL

and the Plano Decenal of Energy of 2026, in the creation of 3 sceneries. The methodology

of the contracted energy was followed in the auctions using macros and VBA in

Excel. The results appear for a moderate growth in the participation of the alternative

sources with a light fall in the supply interns of energy in the end of the study

period. Future researches that present proposed to reduce the problems of the variability

and the reduction of the reliability of the system, without interfering negatively in the

growth of the renewable sources, they become indispensable.

Key worlds: Participation of the renewable sources, intermittent sources, Perspectives of

the renewable sources.

viii

Sumário

1. Introdução ............................................................................................ 1

1.1 Panorama da Matriz Elétrica Nacional ................................................................. 2

1.2 Metodologia ........................................................................................................ 3

1.3 Estrutura .............................................................................................................. 3

2. Estrutura atual do Sistema Elétrico .................................................... 5

2.1 Órgãos do Setor Elétrico ...................................................................................... 7

2.1.1 CNPE – Conselho Nacional de Política Energética ............................................................. 8

2.1.2 MME – Ministério de Minas e Energia ............................................................................... 8

2.1.3 ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica ................................................................ 8

2.1.4 EPE – Empresa de Pesquisa Energética .............................................................................. 8

2.1.5 ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico .................................................................. 9

2.1.6 CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ................................................ 10

2.2 Agentes do setor elétrico .................................................................................... 11

2.3 Comercialização de Energia Elétrica .................................................................. 12

2.3.1 Garantia Física (GF) .......................................................................................................... 13

2.3.2 ACR - Ambiente de Contratação Regulada ....................................................................... 13

2.3.3 ACL - Ambiente de Contratação Livre.............................................................................. 14

2.3.4 PLD – Preço de Liquidação das Diferenças ...................................................................... 14

2.3.5 Leilões de Energia ............................................................................................................. 15

2.4 Critérios para classificação e operação das usinas .............................................. 16

2.4.1 Tipo 1................................................................................................................................. 16

2.4.2 Tipo 2................................................................................................................................. 16

2.4.3 Tipo 3................................................................................................................................. 17

2.5 SIN – Sistema Interligado Nacional ................................................................... 17

2.6 Fontes Renováveis na Geração Distribuída ........................................................ 20

2.6.1 Atual cenário da GD no Brasil........................................................................................... 20

2.6.2 Micro e Minigeração ......................................................................................................... 22

2.6.3 Sistema de Compensação de Energia (Net Metering) ....................................................... 22

3. Tipos de Fontes Renováveis e participação no SEB ......................... 23

3.1 Eólica ............................................................................................................... 24

3.2 Biomassa .......................................................................................................... 29

ix

3.3 PCH – Pequena Central Hidrelétrica .................................................................. 34

3.4 Solar Fotovoltaica .............................................................................................. 36

3.5 Leilões contratados pelas fontes renováveis ....................................................... 38

4. Estudo de Caso ................................................................................... 41

4.1 Previsões de carga da EPE ................................................................................. 41

4.2 Metodologia ...................................................................................................... 43

4.2.1 Mercado Livre de Energia ................................................................................................. 44

4.2.2 Energia Extra certame........................................................................................................ 44

4.3 Cenário 1 ........................................................................................................... 45

4.4 Cenário 2 ........................................................................................................... 45

4.5 Cenário 3 ........................................................................................................... 46

5. Resultados e Discussões ...................................................................... 48

5.1 Resultados do Cenário 1 .................................................................................... 48



5.4 Riscos, desafios e impactos para o SEB ............................................................. 56

6. Conclusão e trabalhos futuros ........................................................... 57

6.1 Trabalhos Futuros .............................................................................................. 58

7. Referências Bibliográficas.................................................................. 59

Anexo A ................................................................................................... 63

x

Lista de Figuras

Figura 2.1 - Esquemático verticalizada do sistema elétrico brasileiro............................. 6

Figura 2.2 - Representação Esquemática do atual modelo brasileiro. ............................. 7

Figura 2.3 - Diagrama com da Estrutura atual do SEB. ................................................ 11

Figura 2.4 - Sistema Interligado Nacional. .................................................................. 18

Figura 5.1 -Planilha com informações dos empreendimentos vencedores nos leilões....43

xi

Lista de Gráficos

Gráfico 1.1 – Evolução das novas fontes renováveis na matriz elétrica brasileira........... 3

Gráfico 3.1 - Capacidade Instalada por fonte..................................................................24

Gráfico 3.2 - Comparativo do fator de capacidade do Brasil com os demais países. ..... 25

Gráfico 3.3 - Evolução da Exportação de energia eólica para o SIN. ........................... 26

Gráfico 3.4 - Complementariedade entre hidrelétrica e eólica em 2017........................ 27

Gráfico 3.5 - Evolução da Geração de energia da biomassa. ........................................ 31

Gráfico 3.6 - Tipos de biomassa e sua participação na exportação de energia para o SIN

em 2017. ..................................................................................................................... 31

Gráfico 3.7 - Complementariedade entre hidrelétrica e Biomassa em 2017. ................. 32

Gráfico 3.8 - Evolução da Geração de energia da PCH. ............................................... 35

Gráfico 3.9 - Evolução da Geração solar.........................................................................37

Gráfico 3.10 - Ano de início da operação da energia contratada nos leilões de fontes

renováveis........................................................................................................................40

Gráfico 5.1 - Perspectiva das renováveis - Cenário 1.......................................................49

Gráfico 5.2 - Participação futura ds fontes renováveis segundo o cenário 1....................50


Gráfico 5.4 - Participação futura das fontes renováveis segundo o cenário 2..................52


Gráfico 5.6 - Participação futura das fontes renováveis segundo o cenário 3..................54

Gráfico 5.7 - Variação percentual acumulada dos cenários.............................................54

Gráfico 5.8 - Comparação entre os cenários analisados....................................................55

xii

Lista de Tabelas Tabela 2.1 - As 10 maiores hidrelétricas do país. ......................................................... 18

Tabela 3.1 - Dados trimestrais da geração hidrelétrica e eólica em 2017........................28

Tabela 3.2 - Empreendimentos de Geração Eólica. ...................................................... 28

Tabela 3.3 - Tipos de Combustível utilizado para produção de energia considerado

biomassa..........................................................................................................................29

Tabela 3.4 - Dados trimestrais da geração hidrelétrica e biomassa em 2017. ................ 33

Tabela 3.5 - Empreendimentos de fontes de Biomassa ................................................ 33

Tabela 3.6 - Empreendimentos de fontes de PCH. ....................................................... 35

Tabela 3.7 - Os 10 maiores países com geração solar fotovoltaica. .............................. 36

Tabela 3.8 - Empreendimentos de fontes de energia solar fotovoltaica. ....................... 37

Tabela 3.9 - Leilões de energias renováveis. ................................................................ 39

Tabela 4.1 - Previsão de carga no período decenal segundo dados da EPE.....................42

Tabela 4.2 - Energia injetada na rede proveniente do mercado livre............................. 44

Tabela 4.3 - Energia Extra certame das fontes renováveis. .......................................... 45

Tabela 4.4 - Dados de geração de fontes renováveis a partir dos dados do cenário 1. ... 45



xiii

Lista de Abreviaturas

ACL Ambiente de Contratação Livre, p. 3

ACR Ambiente de Contratação Regulada, p. 6

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica, p. 6

BEN Balanço Energético Nacional, p. 2

BIG Balanço de Informação da Geração, p. 21

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, p. 6

CEPEL Cento de Pesquisas de Energia Elétrica, p. 12

CMO Custo Marginal da Operação, p. 15

CMSE Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico, p. 6

CNPE Conselho Nacional de Política Energética, p. 8

CVU Custo Variável Unitário, p. 13

DECOMP Modelo de Planejamento da Operação de Sistemas Hidrotérmicos

interligados de Médio Prazo, p. 12

EOL Usina Eólica, p. 21

EPE Empresa de Pesquisa Energética, p. 2

GD Geração Distribuída, p. 20

GEE Gases de Efeito Estufa, p. 24

ICB Índice de Custo Benefício, p. 13

IEA Agência Internacional de Energia, p. 24

xiv

LEE Leilão de Energia Existente, p. 15

LEN Leilão de Energia Nova, p. 15

LER Leilão de Energia Reserva, p. 15

LFA Leilão de Fontes Alternativas, p. 16

MME Ministério de Minas e Energia, p. 7

NEWAVE Modelo de Planejamento da Operação de Sistemas Hidrotérmicos

interligados de Longo e Médio Prazo, p. 12

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico, p. 1

PCH Pequena Central Hidrelétrica, p. 2

PDE Plano Decenal de Energia, p. 42

PLD Preço de Liquidação das Diferenças, p. 10

PROEÓLCIA Programa Emergencial de Energia Eólica, p. 25

PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas, p. 16

SIN Sistema Interligado Nacional, p. 3

UFV Usina Solar Fotovoltaica, p. 21

UTE Usina Termelétrica, p.21

VBA Visual Basic for Applications, p. 44

1

1. Introdução

Nesse capítulo, é feita a contextualização dos principais assuntos que serão

abordados neste trabalho. O objetivo principal consiste em introduzir o

cenário elétrico atual brasileiro e mostrar a participação potencial das fontes

renováveis, assim como, em capítulos posteriores, realizar a projeção da

oferta das fontes alternativas, elaboradas através de diferentes metodologias.

O expressivo aumento da participação das fontes renováveis intermitentes e

sazonais no mix de geração elétrica é uma realidade. Dentre as renováveis para geração

elétrica em 2017, 63,1% foram provenientes de hidroenergia, 8,7% de biomassa e 7,2%

de eólica (BEN,2018). Foi possível verificar uma redução da hidroeletricidade da

participação na matriz elétrica nos últimos anos, com o consequente acréscimo das outras

fontes.

Após a segunda restruturação do setor elétrico nacional em 2004, a participação das

fontes alternativas vem sendo ampliada, isso se deve principalmente, a busca

diversificação da geração elétrica, pelo aumento da segurança energética, assim como

também a adoção de um mercado competitivo descentralizado, a busca pelo uso mais

racional da energia e a mitigação dos impactos ambientais.

Todavia, as hidrelétricas foram e continuam sendo a principal fonte de energia elétrica

em nosso país e isso se deve, sobretudo, ao baixo custo operacional para geração de

energia, mas também por ser renovável, despachável e pela capacidade de

armazenamento de água em grandes reservatórios.

Entretanto, nos últimos anos, as fontes hidrelétricas não foram capazes de realizar

toda a regularização do setor elétrico, especialmente nos meses de estresse hídrico, visto

que houve uma redução significativa nos montantes de água acumulada nos reservatórios,

aliada a grandes variações da demanda.

Deste modo, a inserção das fontes alternativas na cesta de geração elétrica, torna-se

visivelmente necessário, com uma importante missão de garantir a segurança energética

e contribuir significativamente para a continuidade do abastecimento de energia. No

entanto, grande parte das novas renováveis são fontes intermitentes, tais como eólica e

solar, que aumenta a variabilidade e a imprevisibilidade na operação do sistema.

Introduzindo grandes desafios aos agentes do setor elétrico, sobretudo ao ONS.

2

Neste contexto, as novas fontes renováveis1, objeto de estudo desse trabalho,

poderão representar uma parcela de destaque no cenário elétrico brasileiro, visto que são

fontes limpas, renováveis e complementares com as hidrelétricas. Entretanto, é necessário

verificar toda a viabilidade técnica, econômica e operacional da inserção das fontes

alternativas no parque gerador nacional.

1.1 Panorama da Matriz Elétrica Nacional

A matriz elétrica nacional possui uma parcela significativa da sua oferta interna de

energia advinda de fontes renováveis, o que correspondeu a 79% da oferta interna de

energia elétrica em 2017 (BEN, 2018). Isso se deve a diversas alternativas para o uso de

energia renovável, como a presença de bacias hidrográficas importantes, bons ventos nas

regiões Nordeste e Sul do país, permitindo a instalação de parques eólicos e por suas

características edafoclimáticas, que propiciam a geração de biomassa. Adicionalmente, o

regime de insolação também tem favorecido a entrada de fontes solares na matriz elétrica.

A geração proveniente de fontes renováveis é vista como uma das alternativas mais

promissoras para o futuro energético sustentável.

Conforme pode ser observado no gráfico abaixo, tomando como base os dados

publicados pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) no BEN (2018) é possível

observar que a participação das hidrelétricas na matriz vem diminuindo ao longo nos

últimos anos, enquanto que as demais fontes, sobretudo as novas renováveis tiveram um

crescimento significativo. Esse decrescimento, como dito anteriormente, vem ocorrendo

gradativamente em detrimento da redução do armazenamento de água das grandes usinas,

aliado ao incentivo de novas fontes.

1 Fontes renováveis são aquelas que possuem um ciclo de renovação em escala humana, ou seja,

estão sempre disponíveis para a utilização, tais como a luz do sol, ventos, água, por exemplo. As usinas hidrelétricas são, portanto, fontes renováveis também. Deste modo, será usado nesse

trabalho o termo novas renováveis que representa as usinas eólicas, biomassas, PCH’s e solares

fotovoltaicas.

3

Gráfico 1. 1 – Evolução das novas fontes renováveis na matriz elétrica brasileira.

Fonte: Própria a partir da EPE (12/2018).

1.2 Metodologia

Este trabalho visa apresentar projeções de oferta das fontes renováveis para o período

2019 – 2025, elaboradas através de diferentes metodologias. Para isso foram construídos

três cenários, considerando os resultados dos leilões de energia, análise histórica da

injeção de energia no SIN proveniente do mercado livre de energia e análises do potencial

da energia extra certame dos empreendimentos (tais conceitos serão explicados no

próximo capítulo).

O primeiro cenário utilizou dados técnicos dos empreendimentos vencedores dos

leilões desde 2004. Nesse caso, admitiu-se como premissa de que toda a energia

contratada nos leilões foi exportada para o SIN. O segundo cenário será sobreposto ao

cenário 1 com a projeção da energia injetada na rede proveniente do mercado livre

baseando-se em dados históricos. E o terceiro cenário será um indicativo considerando o

cenário 1 sobrepondo toda a energia extra certame. Todos os cenários serão comparados

com a projeção da demanda futura de modo a analisar os impactos nacionais das fontes

renováveis no período de estudo.

1.3 Estrutura

O trabalho foi estruturado de forma a esclarecer as premissas e metodologias

utilizadas para a obtenção dos resultados atingidos. Portanto, foi feito uma divisão de

4% 5%7% 7% 7% 8% 10%

12%15% 16%16%

11%15%

13%

18%

23%27% 26%

20% 21%

80%84%

78% 81%75%

68%63% 62%

66%63%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017Renováveis Não renováveis Hidrelétricas

PARTICIPAÇÃO DAS FONTES NA GERAÇÃO ELÉTRICA

4

forma a expor os conceitos básicos, as metodologias para as análises e os resultados

obtidos.

No capítulo 2, são apresentados os conceitos básicos da reestruturação do setor

elétrico, assim como o surgimento dos novos agentes responsáveis pela operação,

fiscalização, planejamento e regulação do setor. Além disso, foi abordado todo o processo

de comercialização de energia e seus impactos nas fontes renováveis.

No capítulo 3, são apresentados os conceitos pertinentes às fontes alternativas de

energia. Será abordado o cenário atual das novas fontes renováveis, assim como a

participação na oferta interna de energia no Brasil, e o montante de energia contratada

nos leilões de energia no período de 2004 – 2018.

No capítulo 4, são relatados a metodologia desenvolvida para obtenção dos

resultados. A partir de um estudo de caso, e após algumas considerações e premissas,

obtêm-se as variáveis para a avaliação da viabilidade do estudo.

No capítulo 5, expõe-se as análises dos resultados obtidos no capítulo 4,

modificações e consequências, no sistema elétrico, proveniente da alteração feita no

parque gerador com a introdução de fontes não controláveis e sazonais. E por fim, os

resultados e a conclusão são expostos no capítulo 6.

5

2. Estrutura atual do Sistema Elétrico

Neste capítulo, apresenta-se o cenário elétrico brasileiro após as duas

reestruturações, os novos agentes, os novos mercados, a comercialização de

energia e como o novo modelo impacta nas novas fontes renováveis: Eólica,

PCH, biomassa e solar fotovoltaica.

Desde o surgimento da primeira usina geradora de energia elétrica (CC) em Nova

York por Thomas Edison até os dias atuais com o armazenamento de energia,

gerenciamento da demanda, carros elétricos e a smart grid, o setor elétrico vem passando

por uma série de mudanças e desafios. Alguns ainda são desafios antigos a serem

resolvidos, como por exemplo, o atendimento total a carga, garantir a qualidade da

energia, a confiabilidade e segurança sistêmica. Enquanto que outros, devido a entrada de

novas tecnologias, surgem como desafios novos para o futuro, como a imprevisibilidade

na geração, a geração distribuída e gerenciamento da demanda.

Dessa forma, foi necessário que ocorressem mudanças estruturais no sistema

elétrico no decorrer dos anos, de modo a acompanhar todas as transformações que estão

acontecendo no sistema em seu pouco mais de 100 anos de existência.

A partir da crise econômica de 1990, o governo brasileiro decidiu iniciar um

grande programa de desestatização, assim como também havia na época um

consentimento geral de que era necessário a criação de um mercado competitivo no

atacado para a energia, não apenas isso, como a desverticalização da cadeia produtiva,

separando as atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de

energia.

O sistema verticalizado como pode ser visto na figura 2.1 representa a forma de

como era a estrutura do sistema até a década de 90, em que as empresas recebiam a

concessão para o fornecimento de energia em uma determinada região do país, isso

incluía fornecer serviços de geração, transmissão e distribuição. Até então era um

monopólio regulado que não estimulava a competição entre os grupos geradores ou

transmissores, uma vez que não havia a possibilidade de uma empresa comercializar

energia diretamente aos consumidores fora de sua área de concessão.

Então em 1996, foi implantando o Projeto de Restruturação do Setor Elétrico

Brasileiro, que determinou a separação do transporte (transmissão e distribuição) da

produção (geração) e comercialização. O objetivo era aumentar a competição entre os

agentes, reduzir os custos e ampliar a participação de empresas privadas, uma vez que as

empresas eram predominantemente estatais. Houve também o surgimento do mercado

livre de energia e os preços que antes eram regulados em todos os segmentos, passaram

a ser livremente negociados entre os agentes de geração e distribuição.

6

Nesse primeiro modelo foram criados agentes importantes que têm papel

fundamental na operação (ONS) e regulação (ANEEL). No entanto, devido ao

racionamento em 2001 viu-se a necessidade em realizar novos estudos para a formulação

de um novo modelo. Desse modo houve a segunda reestruturação em 2004, sendo que

dessa vez foi criada a EPE que presta serviços de planejamento do setor elétrico, a CCEE

que viabiliza as transações de compra e venda de energia entre os agentes, o CMSE que

é o comitê de monitoramento do setor elétrico e dos mercados ACR (ambiente de

contratação regulada) e ACL (ambiente de contratação livre).

Figura 2.1 - Esquemático verticalizado do sistema elétrico brasileiro.2

Fonte: Elaboração Própria.

Com essa nova reestruturação houve uma maior flexibilidade, uma vez que

aumentou-se a liberdade para estabelecer volumes de compra e venda de energia, não

apenas isso, como o surgimento de novos consumidores, como o consumidor livre e

especial e empresas destinadas a comercializar energia funcionando como representantes

de empreendimentos de geração de pequeno porte. A figura 2.2 representa o atual sistema

de comercialização de energia.

Percebe-se, que após a segunda reestruturação, é possível que determinados tipos

de consumidores possam adquirir energia de outros geradores fora da área de concessão

2 Perceba que nesse sistema era possível que outras empresas poderiam vender energia para

empresas vizinhas através de contratos de médio e longo prazo.

G

T

G

T T

D D D

7

da concessionária de sua região, ou até mesmo vender a sua energia em contratos

bilaterais, ou no mercado de curto prazo se preferir.

Figura 2.2 - Representação Esquemática do atual modelo brasileiro.


2.1 Órgãos do Setor Elétrico

Após as duas restruturações, importantes órgãos de regulação, operação,

comercialização, fiscalização e planejamento foram criados com intuito de garantir maior

confiabilidade, segurança e prevenção do sistema diante a grandes perturbações que

possam ocorrer. Tais órgãos desempenham um papel fundamental na continuidade do

fornecimento de energia, são eles: MME, CMSE, EPE, ONS e ANEEL.

A seguir são apresentadas, brevemente, as atribuições dessas principais

instituições que compõe o sistema elétrico atualmente.

G G G G G

Ambiente de Contratação

Regulada (ACR)

Ambiente de Contratação

livre (ACL)

D D D

CL CL CL

COMERCIALIZADORAS

8

2.1.1 CNPE – Conselho Nacional de Política Energética

É o órgão de assessoramento do Presidente da República, instituído pela Lei

9.478, de 6 de agosto de 1997, tem como objetivo formular políticas e diretrizes para o

setor de energia. O CNPE [1] é presidido pelo Ministro de Minas e energia (MME) e

conta também com a presença dos Ministros da Ciência e Tecnologia, Planejamento,

Orçamento e Gestão, Meio Ambiente, fazenda, casal civil e desenvolvimento, indústria e

comércio exterior. Vale ressaltar que também é composto por um cidadão especialista em

energia, um integrante de uma universidade e um representante dos estados.

2.1.2 MME – Ministério de Minas e Energia

Criado em 1960, o MME [2] formula políticas e planos de curto, médio e longo

prazo e de propor medidas preventivas ou corretivas para assegurar a confiabilidade do

suprimento de energia do país. É responsável por elaborar os programas governamentais

com base nas diretrizes do CNPE e de definir as metas e os instrumentos para prestação

de serviços aos consumidores. Compete ao MME também zelar pelo equilíbrio

conjuntural e estrutural de energia elétrica.

2.1.3 ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

A ANEEL [3] foi criada em 1996 tem o objetivo de regular, fiscalizar as atividades

de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia, responsável por

promover leilões. Também resolve conflitos entre consumidores e agentes do mercado e

entre os próprios agentes. Concede, permite e autoriza instalações e serviços de energia,

homologa reajustes tarifários, assegura a universalização e a qualidade adequada dos

serviços prestados e estimula investimentos e a competição entre os agentes do setor.

2.1.4 EPE – Empresa de Pesquisa Energética

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) [4] é uma empresa pública federal,

vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), e que foi instituída pela Lei nº 10.487

de 15 de março de 2004. A EPE tem por finalidade realizar serviços na área de estudos e

pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, nas áreas de energia

elétrica, petróleo e gás natural, e seus derivados, e biocombustíveis.

De acordo com essa lei, a EPE tem as seguintes atribuições [4]:

9

• Desenvolver estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de expansão

da geração e transmissão de energia elétrica de médio e longo prazo;

• Efetuar o acompanhamento da execução de projetos e estudos de viabilidade

realizados por agentes interessados e devidamente autorizados;

• Realizar estudos indicativos a médio e longo prazo para setores de petróleo, gás e

biocombustíveis.

• Realizar estudos de impacto social, viabilidade técnico – econômica e

socioambiental para os empreendimentos de energia elétrica e de fontes

renováveis;

2.1.5 ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é uma empresa privada sem fins

lucrativos, e que foi instituída pela Lei nº 9.648 de 1998, criado para controlar, operar e

supervisionar a operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no

sistema interligados Nacional (SIN). O ONS [5] executa também diversos estudos sobre

o SIN, com objetivo de coordenar as fontes de geração de energia, otimizando os recursos

energéticos e garantindo segurança no fornecimento de energia no país.

São atribuições do ONS [5]:

• Promover a otimização da operação do sistema eletro energético, visando o

menor custo para o sistema, observando os padrões técnicos e os critérios de

confiabilidade estabelecidos nos Procedimentos de Rede aprovados pela Aneel;

• Planejamento da operação dos sistemas isolados do país, sob fiscalização da

Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL);

• Garantir que todos os agentes do setor elétrico tenham acesso à rede de

transmissão de forma não discriminatória;

• Contribuir, de acordo com a natureza de suas atividades, para que a expansão do

SIN se faça ao menor custo e vise às melhores condições operacionais futuras.

10

2.1.6 CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

Pessoa jurídica de direito privado sem fins lucrativos, que atua sob autorização do

poder concedente e regulação da ANEEL, com finalidade de viabilizar as transações de

compra e venda de energia entre os agentes da CCEE, restritas ao SIN.

No âmbito operacional, uma das principais atividades da CCEE [6] é contabilizar

as operações de compra e venda de energia elétrica, apurando mensalmente as diferenças

entre os montantes contratados e os montantes efetivamente gerados ou consumidos pelos

agentes de mercado. Para tanto, registra os contratos firmados entre compradores e

vendedores, além de medir os montantes físicos de energia movimentados pelos agentes.

São atribuições da CCEE [6]:

• Promover leilões de compra e venda de energia elétrica, por delegação da

ANEEL;

• Promover a medição e o registro de dados relativos às operações de compra e

venda e outros serviços inerentes aos serviços de energia elétrica;

• Determina os débitos e créditos dos agentes com base nas diferenças apuradas,

realizando a liquidação financeira das operações. Para valorar tais diferenças, a

instituição calcula o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

• Realiza o monitoramento contínuo do mercado, identificando e analisando ações

dos agentes de acordo com a legislação ou condutas incompatíveis com as boas

práticas comerciais.

O diagrama 2.3 mostra o nível hierárquico das empresas que compõe o sistema

elétrico brasileiro após as duas restruturações.

11

Figura 2.3 - Diagrama com da Estrutura atual do SEB.


2.2 Agentes do setor elétrico

No atual cenário, além dos órgãos organizacionais que coordenam e viabilizam o

setor elétrico como foi descrito no subíndice anterior, existem também os agentes

setoriais, que são organizadas em quatro categorias, descritas abaixo:

• Geradores - Podem ser agentes concessionários de serviço público que operam

plantas de geração de energia por meio da concessão a título de serviço público,

ou produtor independente de energia que são agentes individuais, que recebem a

concessão para comercializar energia destinada à comercialização por sua conta e

risco e autoprodutor que recebem autorização para produzir sua própria energia,

podendo comercializar o excedente. Os agentes de geração podem comercializar

sua energia no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e ambiente de

contratação livre (ACL).

• Transmissoras – São agentes detentoras de concessão de instalações de energia na

rede elétrica. A concessão para operar o sistema de transmissão é firmada em

contrato com duração de 30 anos. Os usuários pagam pelo serviço através das

Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão (TUST).

• Comercializadoras – São agentes importadores, exportadores e comercializadores

de energia além de consumidores livres e especiais que podem comprar ou vender

CNPE

CMSE MME EPE

ANEEL

CCEE ONS

12

energia em ambos os mercados (livre e regulado) atendendo a requisitos da

legislação e a condições específicas de cada categoria.

• Distribuidoras – São agentes da distribuição de energia representadas por

concessionárias que realizam o atendimento da demanda de energia em

determinada região do país aos consumidores com tarifas e condições de

fornecimento reguladas pela ANEEL, através de contratos energia celebrados no

ACR por meio de leilões3 aos consumidores.

2.3 Comercialização de Energia Elétrica

O novo modelo tem como objetivo garantir a segurança do suprimento de energia

elétrica, modicidade tarifária e maior flexibilidade na compra e venda. No entanto, a

comercialização é um processo contratual, resultando em dúvidas para aqueles que não

estão familiarizados com as regras de comercialização, uma vez que existe uma grande

diferença entre o contrato e a energia fisicamente entregue ao consumidor, em virtude,

principalmente, de que para se gerar a energia é necessário que uma série de fatores

estejam sendo atendidos, tais como níveis de tensão, carregamento nas linhas e limite

operativo dos equipamentos, por exemplo.

Dessa forma, embora um empreendimento de geração ganhe nos leilões o mesmo

não é obrigado a entregar fisicamente a energia, visto que o despacho é determinado pelo

ONS que usa como auxílio os programas NEWAVE4 e DECOMP5 que são elaborados

pelo CEPEL (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica) [7] que tem como objetivo

otimizar os recursos energéticos e despachar as usinas com menor custo operacional.

Para o entendimento de como funciona a comercialização de energia e os seus

impactos nas fontes renováveis é necessário o entendimento de alguns termos e regras

que devem ser seguidos.

3 Os agentes de distribuição também podem adquirir energia através da geração distribuída desde que a mesma limite a 10% de seu mercado, segundo a resolução normativa 482 da ANEEL. 4 NEWAVE - É um programa de otimização de médio e longo prazo com discretização mensal,

com objetivo de definir as parcelas de geração hidrotérmica que minimizem o valor esperado do

Custo de Operação. 5 DECOMP - É um programa de otimização de curto prazo com discretização semanal que recebe

os resultados do NEWAVE e determina as metas individuais de geração para as usinas térmicas

e hidrelétricas, bem como o intercâmbio de energia entre subsistemas.

13

2.3.1 Garantia Física (GF)

Garantia Física [8] é a quantidade máxima de energia elétrica associada ao

empreendimento, incluindo importação, que poderá ser utilizada para comprovação de

atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos. O cálculo da GF dos

empreendimentos é de responsabilidade do MME, sob execução do cálculo realizada pela

EPE, e o seu valor estabelecido no contrato de concessão ou ato de autorização.

Usinas hidrelétricas e térmicas são despachadas centralizadamente pelo ONS

(com exceção de usinas a Biomassa). Enquanto que eólicas e solares fotovoltaicas não

são despachadas pelo ONS e são consideradas como abatimento de carga.

• Índice de Custo Benefício (ICB) - É definido para a ordenação econômica de

empreendimentos de geração termelétrica, solares e eólicos em leilões de compra

de energia provenientes de novos empreendimentos de geração. Definido como o

custo total do empreendimento e o benefício energético que representa para o

sistema.

• Custo Variável Unitário (CVU) - Representa o custo excedente repassado ao

comprador quando à necessidade despachar usinas termelétricas com custo de

combustível (óleo, carvão, gás natural). Valor expresso em (R$/MWh), calculado

pela EPE e representa a quantia que será ressarcido para uma usina quando

chamada para operar e que serve também como base para a definição da GF.

2.3.2 ACR - Ambiente de Contratação Regulada

Segmento do mercado [9] no qual se realizam as operações de compra e venda de

energia entre os agentes vendedores e de distribuição, procedidos de licitação, conforme

regras e procedimentos de comercialização específicos. A contratação é realizada por

meio de leilões de energia sob supervisão da CCEE, por delegação da ANEEL, onde são

celebrados contratos bilaterais 6 entre agentes geradores e distribuidores, sendo o

vencedor do leilão o empreendimento que oferecer o menor preço em reais por megawatt-

hora (R$/MWh). Os contratos das usinas geradoras são divididos em duas modalidades:

6 São contratos de compra e venda de energia em volumes livremente aceitados entre duas partes.

Nesses contratos são definidos a quantidade de energia contratada.

14

• Por Quantidade [10] – Destinada às usinas hidrelétricas, sendo que o risco

hidrológico é assumido pelos empreendedores. Isso significa que para os casos de

geração inferior ao contratado nos leilões, será necessário que o empreendimento

compre energia no mercado de curto prazo, como forma de honrar seu contrato.

Para o caso contrário, a usina (ou grupo delas) irá vender energia no mercado de

curto prazo, ambos os casos sujeitos ao PLD.

• Por Disponibilidade [10] – Destinado às usinas térmicas, que recebem uma receita

fixa apenas para ficarem disponível para o sistema com intenção de garantir a

segurança energética, e apenas quando requisitada pelo ONS para produzirem a

energia é que serão remuneradas pelo CVU. O custo adicional devido ao

despacho das térmicas é repassado aos consumidores, através das bandeiras

tarifárias.

2.3.3 ACL - Ambiente de Contratação Livre

É o segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra e venda de

energia, através de contratos bilaterais [9] livremente negociados, respeitando as regras e

procedimentos de comercialização específicos e registrados na CCEE. Participam desse

mercado agentes de geração, comercializadores e consumidores livres e especiais.

• Consumidor Cativo (CC) – Consumidores que podem comprar energia apenas da

sua concessionária na qual se encontra instalado, ficando submetido à tarifa e

condições estabelecidas pela ANEEL.

• Consumidor Livre (CL) – Consumidores que atuam no ACL podendo comprar

energia de qualquer agente gerador ou comercializador do país, através da

negociação de preços e condições contratuais. Para se enquadrar nesse segmento,

é necessário possuir carga mínima de 3 MW e tensão de 69 KV.

• Consumidor Especial (CE) – Consumidores com carga superior a 500 KW

poderão contratar através o ACL energia de fontes incentivadas (PCH, eólica,

solar e biomassa).

2.3.4 PLD – Preço de Liquidação das Diferenças

O PLD [12] é uma tarifa calculada semanalmente pela CCEE, por meio dos

programas desenvolvidos pelo CEPEL, para cada submercado (Norte, Nordeste, Sudeste

15

e Cento- Oeste e Sul) e patamar de carga. Os preços servirão para a liquidação de toda a

energia não contratada entre os agentes.

O PLD é determinado com base no Custo Marginal da Operação7, limitado a um

preço mínimo que considera os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas

e um preço máximo que leva em consideração os custos variáveis de operação dos

empreendimentos termelétricos.

2.3.5 Leilões de Energia

Os leilões são mecanismos de mercado que visam aumentar a eficiência de

contratação de energia. Com objetivo de garantir que diferentes empreendimentos de

geração tenham a possibilidade de vencer nos leilões. Foram criados pela CCEE

diferentes categorias. Para auxiliar na compreensão dos resultados que serão abordados

em capítulos posteriores, apresenta-se, inicialmente, uma breve descrição dos principais

tipos de leilões.

• Leilão de Energia Nova (LEN) [13] - Tem por objetivo o atendimento às

necessidades de mercado das distribuidoras, mediante a venda de energia elétrica

a ser gerada por novos empreendimentos. Este leilão pode ser dos seguintes tipos:

A-6 (usinas que entram em operação comercial em até 6 anos) até o A-3 (em até

três anos).

• Leilão de Energia Existente (LEE) [13] - leilão de energia existente foi criado para

contratar energia gerada por usinas já construídas e que estejam em operação,

cujos investimentos já foram amortizados e, portanto, possuem um custo mais

baixo.

• Leilão de Energia Reserva (LER) [13] - Tem como objetivo aumentar a segurança

no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional – SIN

podendo ser de novos empreendimentos de geração ou de empreendimentos

existentes. A energia de reserva é contabilizada e liquidada no mercado de curto

prazo operada pela CCEE. Sua contratação é viabilizada por meio dos leilões de

energia de reserva.

• Leilão de Fontes Alternativas (LFA) [13] – Tem como objetivo atender o mercado

consumidor das concessionárias de distribuição através de fontes térmicas a

biomassa, eólica e solar. O leilão de fontes alternativas foi regulamentado por

meio do Decreto nº 6.048, de 27 de fevereiro de 2007, o qual altera a redação do

7 Através dos programas de otimização NEWAVE e DECOMP obtém-se o CMO (Custo

Marginal da Operação) que significa o quanto custará para o sistema produzir 1 MW a mais.

16

Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004. O último leilão de fonte alternativa

ocorreu em 2015.

• Programa de Incentivo às Fontes Alternativa (PROINFA) [13] foi instituído pela

Lei nº 10.438/2002 e tem o objetivo de aumentar a participação de fontes

alternativas renováveis (PCH’s, usinas eólicas e empreendimentos termelétricos a

biomassa) na produção de energia elétrica, privilegiando empreendedores que não

tenham vínculos com concessionárias de geração, transmissão ou distribuição.

Toda a energia produzida pelos participantes do programa tem garantia de

contratação pela Eletrobrás por 20 anos.

2.4 Critérios para classificação e operação das usinas

Após a realização leilões do ACR e contratos bilaterais do ACL, o procedimento

para a geração será coordenado pelo operador nacional. Para isso, os empreendimentos

de geração são classificados em 3 tipos segundo o procedimento de rede 26.2 do ONS.

2.4.1 Tipo 1

Usinas conectadas na rede básica [14], independente da potência e da fonte

primária que afete a operação eletroenergética, usinas fora da rede básica que contribuem

para minimizar problemas operativos e usinas hidrelétricas com potência superior a 30

MW. Os empreendimentos que se enquadram nessa modalidade são programados para o

despacho centralizado, supervisionado e controlado pelo ONS;

2.4.2 Tipo 2

São usinas que estão conectadas na rede básica [14] ou não e que não causam

impactos na segurança elétrica na rede de operação, mas que impactam no planejamento.

São classificadas em 3 subgrupos:

• Tipo II –A: Térmicas que tem custo variável unitário – CVU e que são

despachadas por ordem de mérito, esses tipos de empreendimentos são

programados para o despacho centralizado, supervisionado e controlado pelo

ONS;

• Tipo II – B: Usinas que apresentam limitações que impedem ao despacho

centralizado, tais como: PCH, eólica, biomassa e fotovoltaica. Empreendimentos

17

que se enquadram nessa modalidade não tem seu despacho coordenado pelo ONS,

entretanto o agente deve informar ao ONS o seu despacho programado e

excepcionalmente devido a condições operativas específicas, essas usinas poderão

ter a sua programação centralizada pelo ONS.

• Tipo II – C: Usinas que individualmente não impactam no SIN, mas quando

analisadas em conjunto com outras usinas no mesmo ponto de conexão, totalizam

uma injeção de potência significativa, deste modo, precisa de um contato com o

ONS informando sua geração programada.

2.4.3 Tipo 3

Usinas conectadas fora da rede básica [14] e que não impactam na operação

eletroenergética do SIN. São caracterizados por empreendimentos de autoprodução, cuja

demanda seja permanentemente maior do que a sua geração, deste modo esses

empreendimentos não precisam ter relacionamento operacional com o ONS.

2.5 SIN – Sistema Interligado Nacional

A rede elétrica brasileira é um sistema grande e robusto que interliga todas as

regiões do país, sendo que um dos seus principais objetivos principais é garantir a

otimização dos recursos hídricos. Pela dimensão continental do Brasil, o sistema elétrico

é composto por diversos equipamentos, com diversos níveis de tensão, restrições

operativas e com diferentes tipos de geração, sendo predominantemente hidráulica, mas

com participação crescente das eólicas, térmicas a biomassa e solar fotovoltaica.

O SIN é constituído por quatro subsistemas: Sudeste/Centro- Oeste, Sul, Norte e

Nordeste como pode ser visto na figura 2.4.

18

Figura 2.4 - Sistema Interligado Nacional.

Fonte: ONS (11/2018).

Na figura 2.4, verifica-se grandes empreendimentos de geração hídrica em todo o

país, com uma concentração maior na região Norte. Na tabela 2.1 é possível verificar as

10 maiores usinas hidrelétricas do Brasil, sendo que juntas somam 47 GW de capacidade

instalada e representam 28% de toda a capacidade brasileira.

19

Tabela 2.1 - As 10 maiores hidrelétricas do país.

Usina Potência (GW) Município

Belo Monte 11,23 Altamira -PA

Tucuruí 8,54 Tucuruí - PA

Itaipu (Parte Brasileira) 7,00 Foz do Iguaçu - PR

Jirau 3,75 Porto Velho - RO

Santo Antônio 3,57 Porto Velho - RO

Ilha Solteira 3,44 Ilha Solteira - SP

Xingó 3,16 Canindé de São Francisco - SE

Paulo Afonso IV 2,46 Delmiro Gouveia - AL

Itumbiara 2,08 Araporã - MG

Teles Pires 1,82 Jacareacanga - PA

Fonte: Própria a partir do BIG - ANEEL (2018)

No entanto, devido ao crescimento das novas fontes alternativas na oferta interna

de energia elétrica no país, empreendimentos eólicos, por exemplo, têm tido um aumento

considerável nos últimos anos, como será detalhado no capítulo seguinte. São ao todo 545

usinas eólicas em operação, nos quais 444 estão na região Nordeste do país com

capacidade instalada de 11,31 GW. Fazendo uma comparação da potência instalada das

eólicas com as das usinas hidrelétricas da tabela 2.1, é possível notar que a potência

instalada das usinas eólicas apenas na região Nordeste, equivale a aproximadamente uma

usina de Belo Monte.

As térmicas a biomassa estão predominantemente na região Sudeste, somando 303

usinas de um total de 559, o que corresponde a 7,91 GW de potência e que equivale a

54% dessa fonte. Esse valor de potência de usinas a biomassa na Região Sudeste é maior

do que a usina de Itaipu. Vale destacar que 223 usinas estão apenas em São Paulo, com

5,99 GW de capacidade.

Enquanto que as demais renováveis como as PCH´S, por exemplo, estão

espalhadas entre todas as regiões, com uma concentração maior no Sul e Sudeste, e os

empreendimentos solares fotovoltaicos estão principalmente nas regiões Sudeste e

Nordeste do país.

20

2.6 Fontes Renováveis na Geração Distribuída

Um empreendimento é classificado como geração distribuída (GD) quando

instalado próximo ao centro de carga e de baixa potência. Estes geradores, que podem ser

síncronos a diesel, a biomassa ou resíduos combustíveis industriais e urbanos e PCH’s.

No entanto no Brasil, a classificação para GD são apenas as novas fontes renováveis,

objeto de estudo desse trabalho.

O uso da GD é recente, sobretudo no Brasil, e pode acarretar em alterações

positivas no sistema, tais como redução das perdas na transmissão e distribuição, aumento

da confiabilidade, elevação da eficiência e aumento de outras fontes na matriz energética.

No entanto, a GD é composta em sua maioria por fontes não controláveis, tais como eólica

e solar, que aumenta a variabilidade do sistema, não apenas isso, como trata-se de uma

geração descentralizada aumentando as incertezas de geração.

Deve-se analisar dessa maneira, os locais com uma maior penetração das GD’s,

uma vez que a mesma pode em alguns casos aumentar as perdas do sistema, provocar

problemas na qualidade de energia, nos níveis de segurança, perfil da tensão e a proteção.

Nesse sentido, é visível de que a geração de energia elétrica próxima ao local de

consumo ou na própria instalação consumidora pode trazer uma série de vantagens sobre

a geração centralizada tradicional. Entretanto, deve-se verificar toda a viabilidade técnica,

econômica e operacional do sistema, uma vez que o mesmo precisa entregar energia com

altos índices de segurança, confiabilidade e qualidade aos consumidores.

2.6.1 Atual cenário da GD no Brasil

O sistema elétrico brasileiro por ter dimensões continentais até então foi

estruturado para ser grande e robusto o suficiente para conseguir transmitir energia de

longas distâncias com grandes usinas geradoras a centenas ou até mesmo milhares de

quilômetros do centro de carga. Dessa forma, o planejamento, a operação, a regulação e

a proteção do mesmo foram pensados de forma a garantir o fornecimento de energia com

os empreendimentos de geração a grandes distâncias. Entretanto, recentemente com uma

maior penetração da geração distribuída na matriz elétrica brasileira, introduz ao sistema

um novo desafio, de atendimento a demanda com uma maior penetração de fontes

variáveis na matriz elétrica próximos aos centros de consumo.

Segundo os dados recentes retirados da ANEEL, a potência instalada como

geração distribuída já corresponde a 553,3 MW de capacidade instalada [15] com um

total de 44.961 unidades geradoras entre elas estão fotovoltaicas, PCH’s, biomassas,

eólicas e entre outras como pode ser visto na tabela 2.2.

21

Tabela 2.2 - GD´S no Brasil. UNIDADES CONSUMIDORAS COM GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Tipo Quantidade Quantidade de UCs Potência Instalada (MW)

CGH 61 7.422 55,7

EOL 57 100 10,31

UFV 44.721 54.557 452,42

UTE 122 513 35,28 Fonte: ANEEL (12/2018).

Dentre todos os empreendimentos classificados como geração distribuída, a

fotovoltaica é a fonte com maior participação na capacidade instalada. Isso se deve

principalmente pelo custo decrescente no projeto de instalação das placas assim como

também a Resolução Normativa 482, de 17 de abril de 2012, a ANEEL (Agência Nacional

de Energia Elétrica) que estabeleceu as condições gerais para o acesso de microgeração e

minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica.

O crescente aumento da geração distribuída não apenas pelas UFV como também

biomassas, PCH’s e eólicas é uma realidade. Para se ter uma ideia, segundo o BIG

(Balanço de Informação da Geração), da ANEEL os projetos em construção [16] de

PCH’s e UFV somam 11,93% como podem ser vistos na tabela 2.3. No entanto, vale

ainda ressaltar que a participação da geração distribuída pode ser ainda maior, uma vez

que existem térmicas e eólicas conectadas à rede de distribuição, que não são

considerados separadamente segundo dados da ANEEL.

Tabela 2. 3 - Porcentagem dos Empreendimentos em construção. Empreendimentos em Construção

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %

CGH 5 4.810 0,05

EOL 116 2.588.050 25,71

PCH 29 369.099 3,67

UFV 30 831.796 8,26

UHE 6 1.254.100 12,46

UTE 28 3.667.591 36,44

UTN 1 1.350.000 13,41

Total 215 10.065.446 100 Fonte: ANEEL (12/2018)

http://www2.aneel.gov.br/scg/gd/gd_fonte_detalhe.asp?Tipo=10




22

2.6.2 Micro e Minigeração

Segundo regras e procedimentos [17] da ANEEL, a micro e minigeração

distribuída consistem na produção de energia elétrica através de empreendimentos que

utilizam fontes renováveis ou cogeração qualificada, conectadas diretamente à rede de

distribuição. A tabela 2.4 mostra os tipos e as categorias que as usinas se enquadram, com

base na regulamentação da ANEEL.

Tabela 2.4 - Classificação da geração distribuída no Brasil.

Tipo Capacidade Categoria Regras de Comercialização

Geração

Distribuída

Até 30 MW para

as PCH´S

Eólica,Biomassa,

PCH

PIE com negociação no ACL ou

direto com empresas de

distribuição

Mini Geração Distribuída

Maior que 75KW até 5MW

Eólica,Biomassa, PCH e fotovoltaica Sistema de Compensação de

Energia Micro Geração Distribuída

Até 75 KW Fotovoltaica

Fonte: Própria a partir da ANEEL (12/2018)

2.6.3 Sistema de Compensação de Energia (Net Metering)

O Net Metering [17] trata-se de um incentivo governamental que permite que a

energia gerada pelo pequeno empreendimento classificado como micro ou minigeração

seja injetada na rede de distribuição, fazendo com que o proprietário possa reduzir a sua

tarifa de energia, mesmo que o instante de consumo seja diferente da geração.

Para esse procedimento o excedente de energia exportada para rede, contará como

créditos em energia (KWh), de forma que no arrecadamento desses créditos será abatido

no consumo dessa unidade. Pode-se pensar que a rede elétrica funciona como uma bateria

para a micro ou minigeração, sendo um sistema de armazenamento virtual.

Os créditos continuam válidos por 60 meses, podendo ainda utilizar esses créditos

em outras unidades caracterizadas como geração compartilhada.

No entanto, é importante destacar que não é permitido a comercialização dos

excedentes de energia produzidos pelos empreendimentos. Deste modo, não existe

incentivos para que as unidades geradoras produzam mais energia do que seu

autoconsumo.

23

3. Tipos de Fontes Renováveis e participação

no SEB

Neste capítulo, apresenta-se o cenário atual das novas fontes renováveis, a

potência instalada, assim como a participação na oferta interna de energia

no Brasil. É abordada também a complementariedade entre as fontes de

energia e o montante de geração contratado nos leilões.

Embora a matriz energética do setor elétrico seja predominantemente hidráulica,

o Brasil vem buscando meios para a promoção das fontes renováveis alternativas de

energia no Setor Elétrico Nacional. Os motivos para o uso dessas ferramentas de apoio

estão mais relacionados à busca pela diversificação energética, provocado pela redução

dos níveis de água nos reservatórios, da preocupação com a emissão de gases do efeito

estufa (GEE) e da segurança energética.

Os principais mecanismos existentes após as reestruturações no Brasil estão

direcionados ao Sistema Interligado Nacional – SIN que são o Programas de Incentivos

às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), os leilões de energia nova e os leilões

de energia de reserva, ambos podendo ser específicos para as fontes renováveis

alternativas.

É importante enfatizar que as novas fontes renováveis têm um grande potencial

de aproveitamento, como por exemplo a biomassa e eólica, que são complementares com

as usinas hidrelétricas. Na região Sul e Sudeste por exemplo o período de safra da cana-

de-açúcar e consequentemente a geração de energia exportada para o SIN tem aumento

significativo por essa fonte fora do período chuvoso dessas regiões (abril – outubro). O

mesmo acontece com a eólica, na região Nordeste, já que o período de chuvas ser o

inverso dos ventos. O gráfico 4.1 mostra a capacidade instalada por cada fonte em

operação em 2018 segundo dados da ANEEL. [16].

Nota-se que as fontes renováveis somam 79,19% da capacidade instalada da

matriz elétrica, enquanto que as novas renováveis (PCH, eólica, solar e biomassa) já

somam 21,53%. Tais dados coloca o Brasil em uma posição de destaque na geração de

fontes renováveis no cenário mundial, uma vez que segundo dados recentes da Agência

Internacional de Energia (IEA), o Brasil é o terceiro maior gerador de energias renováveis

do mundo.

24

Gráfico 3.1 - Capacidade Instalada por fonte.

Fonte: Própria a partir da ANEEL (12/2018)

Para auxiliar na compreensão dos resultados que serão abordados em capítulos

posteriores, apresenta-se, inicialmente, uma breve análise das principais características

das fontes renováveis e alternativas com potencial de aproveitamento no SIN, a saber, a

energia eólica, a biomassa, as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e solar fotovoltaica.

3.1 Eólica

Em 1992, no arquipélago de Fernando de Noronha, entrou em operação o primeiro

aerogerador instalado no Brasil. Devido ao alto custo da tecnologia e pela falta de

políticas de incentivo nos anos seguintes, a energia eólica, infelizmente, pouco cresceu.

No decorrer da crise energética de 2001, houve a tentativa de incentivar a

contratação de empreendimentos de geração de energia eólica no país. Criou-se então, o

Programa Emergencial de Energia Eólica (PROEÓLICA). Esse programa tinha como

objetivo a contratação de 1.050 MW de projetos de energia eólica até dezembro de 2003.

Aliado a isso, como também já se tinha o conhecimento da complementaridade sazonal

do regime de ventos com os fluxos hidrológicos nos reservatórios hidrelétricos no

nordeste do país. Esse programa, no entanto, não obteve resultados e foi substituído pelo

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, o PROINFA.

No nascimento do PROINFA (2004), a tecnologia de geração de energia eólica

ainda era muito cara e o desenvolvimento em leilões competitivos só viria mais tarde. Foi

então no final de 2009, ano que ocorreu o primeiro leilão (Energia de Reserva - LER) de

Petróleo6%

Carvão mineral2%

Gás natural8%

Biomassa9%

Nuclear1%

Hidrelétrica61%

Eólica9%

Solar1%

PCH3%

MATRIZ ELÉTRICA BRASILEIRA

CAPACIDADE INSTALADA POR FONTE

25

comercialização de energia voltado exclusivamente para a fonte eólica, havendo a

contratação de 1,8 GW e abrindo as portas para novos leilões que ocorreram nos anos

seguintes.

Dessa forma, após os incentivos para o desenvolvimento dessa fonte, a energia

eólica vive um crescimento de mercado. Isso se deve principalmente aos bons ventos,

sem mudanças bruscas de velocidade e direção, as melhorias técnicas ao longo dos anos,

assim como também, a queda dos preços dos aerogeradores e o baixo custo de operação,

uma vez que não se paga pelo uso do combustível. Um outro ponto importante para

consolidação da energia eólica no cenário nacional, é o elevado fator de capacidade8 do

Brasil, considerado o maior do mundo. Com base nos dados do MME/ABEEólica [18] é

possível comparar o fator de capacidade do Brasil com os demais países.

Gráfico 3.2 - Comparativo do fator de capacidade do Brasil com os demais países.

Fonte: Própria a partir do MME (12/2018)

Diante desse novo cenário para a geração eólica, com uma maior contratação no

mercado regulado (ACR) e do mercado livre (ACL), fez com que os níveis de geração

aumentassem mais de 600% entre os anos de 2013 a 2017 segundo dados [19] de injeção

da CCEE, assim como o aumento significativo na participação da oferta interna de energia

do país, saltando de 1% em 2013 para 8% em 2017 como pode ser visto no gráfico 3.3.

8 Fator de capacidade de uma estação de geração elétrica é a proporção entre a produção efetiva

da usina em um período de tempo e a capacidade máxima neste mesmo período.

19%

42%

27%

20%

33%

21% 22%

29%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

Alemanha Brasil Canada China EUA França Itália Reino Unido

FATOR DE CAPACIDADE DE GERAÇÃO EÓLICA

26

Gráfico 3.3 - Evolução da Exportação de energia eólica para o SIN.

Fonte: Própria a partir da CCEE (12/2018)

Entretanto, em alguns meses do ano, a participação da eólica tem atingido até 10%

da matriz elétrica brasileira9, isso ocorre devido ao comportamento sazonal dos ventos,

que tem uma maior variação na intensidade e duração entre os períodos de julho a

dezembro, fazendo com que esse período represente um acréscimo de geração comparado

ao outro semestre. Isso se deve, principalmente, em função da relação cúbica da

velocidade do vento e potência entregue pela turbina, como pode ser visto na fórmula 4.1.

P = 0,5 A 𝜂 𝜌 Cp V³ (4.1)

Sendo que:

P Potência produzida;

A Área varrida pelo rotor 𝜋r² (m²);

𝜂 Rendimento da turbina – gerador;

𝜌 Densidade do ar (1,225 kg/ m³);

Cp Coeficiente de desempenho aerodinâmico;

V Velocidade do ar (m/s).

9 Segundo dados da CCEE em setembro de 2017 foi o primeiro mês que a geração eólica atingiu dois dígitos

chegando a 11%.

0,75

1,40

2,41

3,66

4,62

1%

2%

4%

6%

8%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

2013 2014 2015 2016 2017

GW

méd

io

Eólica % da matriz

ENERGIA EÓLICA NO SIN

27

Tomando como dados da CCEE de 2017 de exportação de energia para o SIN, o

segundo semestre da geração eólica correspondeu a 62% da produção total de energia

anual por essa fonte. Esse comportamento tem um papel importantíssimo para o sistema,

uma vez que esse período corresponde aos meses de estiagem e redução dos reservatórios

das grandes usinas hidrelétricas.

Portanto, a complementariedade com as hidrelétricas pode se tornar uma forma de

redução da necessidade do ONS em despachar térmicas fora da ordem de mérito por

exemplo. O gráfico 3.4 mostra a geração de energia em 2017 das fontes hidrelétricas e

eólicas segundo dados [19] da CCEE.

Gráfico 3.4 - Complementariedade entre hidrelétrica e eólica em 2017.


Fazendo uma nova análise, tomando agora uma média trimestral de geração dessas

duas fontes, com base nesses dados que estão disponíveis na tabela 4.1, é possível analisar

os valores trimestrais de 2017 da geração hidrelétrica e eólica e suas variações percentuais

tomando como base o valor médio trimestral.

Na tabela 3.1 é possível observar os percentuais de aumento e queda das duas

fontes em relação ao valor médio. Tendo em vista como exemplo de análise o 3º e 4º

trimestre, a geração proveniente de fontes hidrelétricas sofreu uma redução de 1,94 GW

médio10 em comparação com a média, enquanto que as fontes eólicas teve um aumento

de 0,55 GW médio. Considerando um caso hipotético, em que não houvesse variação da

10 Os dados estão em GWmédio que é uma energia média no intervalo de 1 ano (8760 horas), ou

seja 1 MW médio = MWh/8760.

0

1

2

3

4

5

6

0

5

10

15

20

25

30

35

40

jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17

TWhTWh

Hidrelétrica Média Anual Eólica Eólica

HIDRELÉTRICA X EÓLICA

28

demanda anual e que toda a redução da geração hídrica precisasse ser compensada pelas

demais fontes, isso significaria que em 2017, as eólicas representaram 28% do valor

necessário para ser gerado.

Tabela 3.1 - Dados trimestrais da geração hidrelétrica e eólica em 2017.

Fontes/ Semestre Hidrelétrica Eólica

GW médio % GW médio %

1º Trimestre 12,5 19% 0,79 -31%

2º Trimestre 10,4 0% 0,96 -17%

3º Trimestre 9,1 -13% 1,48 28%

4º Trimestre 9,9 -5% 1,38 20%

Valor Médio 10,5 1,15 Fonte: Própria a partir da ANEEL (12/2018)

Portanto, a energia eólica, além de ser renovável é ambientalmente limpa e

complementar com a geração hídrica. Identifica-se, dessa forma, um grande potencial e

inúmeros ganhos sociais que fonte de energia eólica representa para a sociedade, uma vez

que possui baixo impacto ambiental em sua instalação, possui atualmente um custo de

operação inferior dos empreendimentos de geração que emitem CO2, proporciona a

geração de empregos, melhoria de vida para proprietários de terra com arrendamento para

colocação das torres, além do vasto potencial eólico nacional, principalmente no Nordeste

e Sul do país.

Segundo dados do Banco de Informação da Geração (BIG) da ANEEL [16] essa

fonte terá um crescimento positivo de sua capacidade instalada nos próximos anos. Na

tabela 3.2 percebe-se que 108 empreendimentos estão em construção correspondendo um

acréscimo de mais de 2GW em sua capacidade.

Tabela 3. 2 - Empreendimentos de Geração Eólica.

Parque Eólico Nacional

Fase Quantidade Potência (GW)

Operação 545 13,4

Construção 108 2,32

Total 653 15,72 Fonte: ANEEL (12/2018)

29

3.2 Biomassa

O uso da biomassa para a produção de energia é antigo, sobretudo no Brasil.

Inicialmente abundante, a lenha foi responsável, até a primeira metade do século XX, por

mais de 50% da oferta interna no país, sendo utilizada diretamente como combustível

para fins domésticos e industriais.

Devido à preocupação mundial com o aquecimento global, os biocombustíveis,

como o etanol e o biodiesel produzidos a partir da biomassa como a cana de açúcar e a

soja, são vistos como soluções promissoras para minimizar a emissão de CO2 na

atmosfera. Visto que esses combustíveis são considerados “neutros em CO2”, pois o

carbono emitido pela queima dos mesmos é reabsorvido pelo crescimento da biomassa

na safra seguinte.

O principal insumo para a produção de energia da biomassa no Brasil é o bagaço

da cana. Esse insumo é queimado em caldeiras com elevada temperatura e pressão para

geração de vapor e produção da eletricidade. Entretanto, é importante enfatizar, que do

ponto de vista energético, a biomassa é toda matéria orgânica, seja de origem animal ou

vegetal, que pode ser utilizada na produção de energia. A tabela 3.3 é descrito todos os

tipos de fonte biomassa [20] no Brasil segundo dados da ANEEL.

Tabela 3.3 - Tipos de Combustível utilizado para produção de energia considerado biomassa.

Origem Fonte Nível 1 FF Insumo

Biomassa

Floresta FL

Biogás – Floresta

Carvão Vegetal

Gás de Alto Forno – Biomassa

Lenha

Licor Negro

Resíduos Florestais

Resíduos sólidos

urbanos RU

Biogás – RU

Carvão – RU

Resíduos animais RA Biogás – RA

Biocombustíveis

líquidos BL

Etanol

Óleos vegetais

Agroindustriais AI

Bagaço de Cana de Açúcar

Biogás-AGR

Capim Elefante

Casca de Arroz

Fonte: ANEEL (12/2018)

30

A princípio, a produção de energia proveniente do bagaço era destinada apenas

para o autoconsumo das usinas produtoras do açúcar e etanol11. No entanto, com o

crescimento do setor e da eficientização das caldeiras de pressão, permitiu-se que as

usinas passassem também exportar seu excedente para o SIN.

Devido a questões diversas, como o tempo necessário para crescimento da cana,

assim como também condições climáticas para a colheita e impurezas que podem reduzir

a qualidade da matéria prima, faz com que se tenha uma sazonalidade na produção,

impactando na exportação de energia, uma vez que há um aumento significativo do

excedente de energia na época de safra que corresponde os meses de abril a outubro. Isso

foi considerado, a princípio, um empecilho para essa fonte, uma vez que não havia uma

geração constante ao longo de um ano.

Curiosamente, verificou-se que a produção sazonal de bioeletricidade, ao invés de

ser um obstáculo, trouxe um benefício ao setor elétrico. O motivo está relacionado com a

época da safra da cana de açúcar coincidir com o período hidrológico mais seco, isto é,

há uma complementariedade natural entre a geração hídrica e a bioeletricidade.

Dessa forma, após incentivos do governo como o PROINFA e leilões específicos,

como o LER (2008), para as fontes renováveis, houve um crescimento, assim como para

o caso das eólicas, da biomassa na participação da oferta interna de energia, sobretudo no

mercado regulado (ACR), mas também com uma parcela considerável e crescente no

mercado livre (ACL).

Nos últimos anos embora a mecanização de todo o processo de produção tenha

aumentado o rendimento para a produção de eletricidade, a geração de energia da

biomassa teve um crescimento moderado, sobretudo devido à crise no setor

sucroenergético causado por falências e processos judiciais das usinas, a partir de 2013.

Segundo dados do BEN-EPE(2018)12 a geração (autoconsumo + exportação) teve

um crescimento modesto nos últimos 5 anos na oferta interna de energia do país,

crescendo de 7,5% em 2013 para 9,4% em 2017 como [21] pode ser visto no gráfico 3.5.

11 O caldo da cana é a principal matéria prima destinada a produção de açúcar e etanol no Brasil. 12 Balanço Energético Nacional (BEN) - É um relatório [22] que divulga, anualmente, a contabilidade relativa à oferta e consumo de energia no Brasil, contemplando as atividades de

recursos energéticos primários, sua conversão em formas secundárias, a importação e exportação,

a distribuição e o uso final da energia. [6]

31

Gráfico 3. 5 - Evolução da Geração de energia da biomassa.


Considerando apenas a exportação de energia, através dos dados da CCEE,

verifica-se no gráfico 3.6 que a cana é o principal insumo responsável pela geração da

bioeletricidade. No entanto outras fontes como o biogás13 tem um grande potencial e teve

um crescimento considerável nos últimos anos.

Gráfico 3.6 - Tipos de biomassa e sua participação na exportação de energia para o SIN em 2017.


13 É um biocombustível produzido a partir da matéria orgânica. Na geração de energia ocorre a

conversão da energia química do gás em energia mecânica por meio de um processo controlado

de combustão. Essa energia mecânica ativa um gerador que produz energia elétrica.

4,62

5,305,62 5,83 5,85

7,5%8,4%

9,1%9,7% 9,4%

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

14,0%

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

2013 2014 2015 2016 2017

GW

méd

io

Biomassa % da matriz

GERAÇÃO BIOMASSA

83,67%

2,83%

9,84%

1,59%

Cana

Biogás

Licor Negro

Resíduo Florestal

Casca de Arroz

Outros

CONTRIBUIÇÃO DAS FONTES BIOMASSA

32

Devido a sazonalidade, nos meses de safra, a participação da biomassa tem um

acréscimo de geração comparado ao período entre safra. Tomando como dados da CCEE

de 2017 de exportação de energia para o SIN, no período de maio-outubro da geração da

bioeletricidade correspondeu a aproximadamente 70% da produção total de energia anual

por essa fonte. Esse comportamento, da mesma forma do que foi descrito para as eólicas,

tem um papel fundamental para o sistema, uma vez que esse período corresponde a época

de estiagem e redução dos reservatórios das grandes usinas hidrelétricas. O gráfico 3.7

mostra a exportação de energia em 2017 das fontes hidrelétricas e da biomassa segundo

dados [19] da CCEE.

Gráfico 3.7 - Complementariedade entre hidrelétrica e Biomassa em 2017.


Assim como foi feito para a geração eólica, a tabela 3.4 representa os dados

médios trimestrais de 2017 da exportação de energia hidrelétrica e biomassa e suas

variações percentuais tomando como base o valor médio desse respectivo ano. Nessa

tabela é possível observar os percentuais de aumento e queda das duas fontes em relação

ao valor médio trimestral. De forma análoga do que foi feito anteriormente, realiza-se

uma análise entre o 3º e 4º semestre, sabendo que nesse período as fontes hidrelétricas

sofreram uma redução de 1,94 GWmédio. Para a bioeletricidade, verifica-se um aumento

de 0,40 GWmédio de exportação de energia comparado com seu valor médio. Novamente

considerando um caso hipotético, em que não houvesse variação da demanda anual e que

toda a redução da geração hídrica precisasse ser compensada pelas demais fontes, isso

significaria que em 2017, a biomassa representou aproximadamente 20% do valor

necessário para ser gerado.

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

0

5

10

15

20

25

30

35

40

jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17

TWhTWh

Hidrelétrica Térmica a Biomassa Média anual Biomassa

HIDRELÉTRICA X BIOMASSA

33

Tabela 3.4 - Dados trimestrais da geração hidrelétrica e biomassa em 2017.

Fontes/

Semestre

Hidrelétrica Biomassa

Gwmédio % Gwmédio %

1º Trimestre 12,5 19% 0,21 -71%

2º Trimestre 10,4 0% 0,84 15%

3º Trimestre 9,1 -13% 1,10 51%

4º Trimestre 9,9 -5% 0,77 5%

Valor Médio 10,5 0,727


Diferente das eólicas, a biomassa não terá um crescimento notável da sua

capacidade instalada no curto prazo. Visto que segundo dados do Banco de Informação

da Geração (BIG) da ANEEL que pode ser visto na tabela 3.5, apenas 8 empreendimentos

estão em construção correspondendo um acréscimo de 0,2 GW em sua capacidade

instalada.

Tabela 3. 5 - Empreendimentos de fontes de Biomassa

Fonte: ANEEL (12/2018)

Empreendimentos de biomassa


Operação 559 14,67

Construção 8 0,21

Total 567 14,88

34

3.3 PCH – Pequena Central Hidrelétrica

Após as reestruturações do setor e incentivo a aumento das novas fontes

renováveis, viu-se na PCH uma forma de aumentar a segurança energética nacional, assim

como a mesma trazia consigo várias outras vantagens quando comparado com as

hidrelétricas como a proximidade dos centros de consumo, seu baixo custo de construção

e baixo impacto ambiental.

“As PCHs se apresentam como uma forma rápida e eficiente de

promover a expansão da oferta de energia elétrica, visando suprir a

crescente demanda verificada no mercado nacional. Por suas

características, esse tipo de empreendimento possibilita um melhor

atendimento às necessidades de carga de pequenos centros urbanos e

regiões rurais, complementando o fornecimento realizado pelo sistema

interligado” [22].

Entretanto, essa fonte de energia não passa por um bom momento. Isso porque

devido à redução dos níveis hidrológicos, aliado a dificuldade para aprovação de um

empreendimento hidrelétrico, que por causa das restrições ambientais, podem levar anos,

ou até mesmo décadas, fez com que o crescimento dessa fonte seja inferior as demais

renováveis.

Segundo a Resolução da ANEEL n° 673 [23], de 4 de agosto de 2015, é

considerado como sendo uma PCH, o empreendimento hidrelétrico com potência superior

a 3 MW e igual ou inferior a 30 MW, destinado a produção independente, autoprodução

ou produção independente autônoma, com área do reservatório inferior a 3,0 km2. Para

os empreendimentos que não atendem a condição de área, poderão ser enquadradas na

condição de PCH, desde que determinado pela diretoria da ANEEL, com base em parecer

técnico, que observe, entre outros, aspectos econômicos e sócios ambientais.

As PCH’s podem comercializar energia tanto no mercado regulado (ACR) e do

mercado livre (ACL). Porém, diante das dificuldades já apresentadas, houve uma redução

nos níveis de geração entre os anos de 2013 a 2017 segundo dados de injeção [19] da

CCEE, como pode ser visto no gráfico 3.8.

35

Gráfico 3.8 - Evolução da Geração de energia da PCH.


Uma importante diferença da PCH comparado com as demais novas renováveis é

que a geração é mais constante ao longo do ano, sem sazonalidade e intermitência. Isso

significa que embora ainda se tenha um risco hidrológico alto, principalmente por

algumas delas não ter reservatório de energia, pode-se dizer que a geração é mais

determinística comparando com as demais.

Assim como a biomassa, a Pequena Central Hidrelétrica pouco crescerá no curto

prazo. Visto que segundo dados do Banco de Informação da Geração (BIG) da ANEEL

[16] que pode ser visto na tabela 3.6, 29 empreendimentos estão em construção

correspondendo um acréscimo de aproximadamente 0,4 GW em sua capacidade instalada.

Tabela 3.6 - Empreendimentos de fontes de PCH.

Empreendimentos de PCH


Operação 427 5,12



2,472,33

2,93

2,39

2,104%4%

5%

4%3%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

2013 2014 2015 2016 2017

GW

méd

io

PCH % da matriz

GERAÇÃO DE PCH

36

3.4 Solar Fotovoltaica

Devido à preocupação mundial com o meio ambiente, e a busca por novas fontes

de energia, os empreendimentos fotovoltaicos têm sido uma alternativa promissora para

a segurança energética mundial. Dados mundiais mostram ganhos significativos e a

redução de custos para os investidores. A tabela 3.7 mostra os 10 países com maior

capacidade instalada de geração fotovoltaica [24].

Tabela 3. 7 - Os 10 maiores países com geração solar fotovoltaica.

Países Geração

(TWh)

Potência

Instalada (GW)

1. China 66,2 78,07

2. Estados Unidos 56,8 40,3

3. Japão 49,5 42,7

4. Alemanha 38,2 41,3

5. Itália 22,2 19,3

6. Espanha 13,2 5,5

7. Índia 11,9 9,0

8. Reino Unido 10,3 11,7

9. França 8,3 7,1

10. Austrália 7,2 5,5

Fonte: MME(01/2019)

Embora a China seja líder em capacidade instalada, os países com maior

representatividade da fonte solar em relação a demanda são Itália e Alemanha, isto se

deve principalmente, a grande dimensão do sistema elétrico Chinês.

O Brasil, segundo dados do Banco de Informação da Geração (BIG) da ANEEL

[16] que pode ser visto na tabela 3.8, possui 1,4 GW de capacidade instalada, sem contar

com os empreendimentos que estão em construção. Esse valor, entretanto, é considerado

baixo, uma vez que segundo o Brasil possui altos níveis de insolação, com médias

relativamente altas em todo o território.

Uma outra grande vantagem do Brasil para o crescimento da geração solar

fotovoltaica está relacionada a maior parte do território está localizado relativamente

próxima da linha do Equador, de forma que se observam altos índices de radiação. Essas

condições favorecem os investimentos em energia solar em todo o país.

37

Tabela 3.8 - Empreendimentos de fontes de energia solar fotovoltaica.

Empreendimentos Fotovoltaicos


Operação 2.257 1,4



As usinas solares, assim como as demais, podem comercializar energia tanto no

mercado regulado (ACR) e do mercado livre (ACL). Embora ainda com uma participação

modesta, verificou-se em 2017, um crescimento significativo da geração solar injetada no

SIN, isso se deve principalmente ao início da operação da energia contratada por essa

fonte no leilão de energia reserva (LER) que aconteceu em 2014 como pode ser visto na

tabela 3.9. Os níveis de geração entre os anos de 2013 a 2017 segundo dados de injeção

[19] da CCEE, como pode ser visto no gráfico14 3.9.

.

Gráfico 3.9 - Evolução da Geração solar.


14 A CCEE fornece as informações da energia injetada na rede individuais por usinas que

firmaram contratados no mercado livre e regulado localizados a grandes distâncias dos centros de

carga. Isso significa que pequenos empreendimentos localizados na distribuição, fazendo parte da

geração distribuída, não entram na contabilização da Câmara Comercializadora, uma vez que essas unidades geradoras classificadas como micro e mini geração fazem parte do mecanismo de

compensação de energia e não recebem monetariamente pela sua geração, e sim créditos que são

abatidos em sua conta de energia elétrica.

0,32 0,50

2,12

3,47

44,55

2013 2014 2015 2016 2017

MW

méd

io

GERAÇÃO SOLAR FOTOVOLTAICA

38

3.5 Leilões contratados pelas fontes renováveis

Os leilões de energia são um processo licitatório com objetivo de obter energia

elétrica em um prazo futuro, podendo chegar até 30 anos dependendo do tipo de fonte.

Para isso, os empreendimentos disputam o direito de firmar contratos de venda de energia

com as distribuidoras, e vencem aqueles que tiverem o menor preço. Esse modelo garante

uma maior transparência e competição nas transações de compra e venda, no entanto para

garantir uma heterogeneidade no parque gerador, foram necessários que medidas fossem

tomadas, com intuito que outras fontes pudessem vencer nos leilões.

Atualmente um dos principais mecanismos regulatórios para incentivar o uso das

fontes renováveis foi o proinfa, e os leilões de energia reserva (LER) e de energia nova

(LEN), que podem ser específicos para fontes alternativas.

O primeiro deles, como foi descrito no capítulo anterior, foi o proinfa. Criado após

a crise energética no Brasil de 2001, o proinfa teve como principal objetivo a

diversificação da matriz energética, mas também como garantir a segurança do

abastecimento de energia, e a mitigação das emissões de gases do efeito estufa (GEE) e a

criação de empregos e formação da mão de obra.

A primeira fase do proinfa estabeleceu-se a contratação de 3.300 MW de energia

ao SIN, proveniente de fontes eólicas, biomassa e PCH. Os empreendimentos tiveram

contratos de 20 anos, a partir da entrada de operação.

O primeiro leilão de fontes alternativas (LFA) foi realizado em 18 de junho de

2007, com objetivo de atender a demanda das distribuidoras e promover a contratação de

energia elétrica proveniente de fontes alternativas. Nesse leilão houve a contratação de

186 MW médio provenientes de fontes biomassa e PCH.

Em 14 de agosto de 2008 foi realizado o primeiro leilão de energia reserva (LER),

com objetivo de contratação de energia elétrica proveniente de biomassa. Houve a

contratação de mais de 590 MW médio, para entrar em operação entre os anos de 2009 e

2012. Até então, esse leilão foi a maior contratação da biomassa.

O segundo leilão de energia reserva (2009) teve a contratação de energia eólica

com a finalidade de manter a segurança no abastecimento de energia elétrica ao SIN.

Houve a contratação de aproximadamente 750 MW médio de energia com início de

operação em 2012 com duração de 20 anos. Esse leilão, foi o marco inicial para o

crescimento e consolidação da geração eólica no cenário nacional, como pode ser visto

na tabela 3.9 que mostra o tipo do leilão e o ano de contratação das fontes renováveis.

A contratação dos empreendimentos solares só aconteceria mais tarde, sobretudo

devido ao alto custo da fonte solar, assim como também devido à falta de uma legislação

que impulsionasse a produção de energia por essa fonte. O leilão de energia reserva (LER)

de 2014 foi o pontapé inicial para a entrada dos empreendimentos fotovoltaicos no

mercado regulado, com a contratação de mais de 200 MW médio de energia com início

39

de operação em 2017 e duração de 20 anos. A tabela 3.9 mostra o montante de energia

contratada na leilões entre 2008 e 2017.

Tabela 3. 9 - Leilões de energias renováveis em MW médios.

Fonte Tipo 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Biomassa

LEE 0 1 1 0 0 0 1 160 0 0

LEN 35 10 0 36 0 459 309,7 99,2 81,5 111,2

LER 592 0 445,9 38,3 0 0 0 0 0 0

LFA 0 0 22,3 0 0 0 0 67,2 0 0

PROINFA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Eólica

LEE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

LEN 0 0 0 452,4 151,6 1322,1 680,7 237,8 0 727,4

LER 0 753 255,1 422,1 0 675,5 333,2 262,6 0 0

LFA 0 0 643,9 0 0 0 0 29,7 0 0

PROINFA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

PCH

LEE 0 0 0 0 0 0 0 286 0 239

LEN 0 1 39 0 0 194 23,7 126 82,9 76,3

LER 0 0 21,7 0 0 0 0 0 867,6 0

LFA 0 0 6,24 0 0 0 0 0 0 0

PROINFA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SOLAR

LEE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

LEN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 290,9

LER 0 0 0 0 0 0 202,1 476,8 0 0

LFA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

PROINFA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Fonte: Própria a partir da CCEE (01/2019)

É importante destacar que o ano de contratação da energia, não necessariamente,

corresponde ao ano de início de operação. Depende do tipo do leilão e de regras

preestabelecidas pela CCEE e EPE antes do início dos leilões. O prazo para o início do

suprimento dos leilões varia de 1 até 6 anos a partir do ano da contratação.

Um ponto importante a ser enfatizado, é o valor em MW médio contido na tabela

3.9, visto que representa apenas ao ACR (ambiente de contratação regulada), ou seja, as

transações através dos contratados bilaterais no ACL (ambiente de contratação livre) de

fontes renováveis não estão sendo consideradas.

Uma importante diferença na produção de energia dessas fontes, são que as novas

renováveis (eólica, solar, PCH e biomassa) na sua grande maioria, não são despachadas

pelo ONS, segundo as regras de operação das usinas, descrito no capítulo anterior, devido

à sua sazonalidade, intermitência e ao baixo custo operacional comparado com as

tradicionais termelétricas. Isso faz com que a energia efetivamente injetada no SIN possa

40

ser bem diferente da energia contratada, embora que os empreendimentos precisem

honrar seus contratos, podendo ser penalizados pela ANEEL, ou sofrerem redução da

garantia física (GF) como tem sido feito nos últimos anos pela EPE.

O gráfico 3.10 mostra o ano de início da operação da energia contratada nos leilões

de fontes renováveis. É possível analisar um crescimento significativo das fontes eólicas

e o aparecimento da energia solar no final de 2017.

Gráfico 3.10 - Ano de início da operação da energia contratada nos leilões de fontes renováveis.


0,78 0,78 0,78 0,781,54

2,43 2,863,53

4,325,10

0,41 0,55 1,00 1,16

1,36

1,491,54

1,61

1,86

1,86

0,66 0,660,70 0,70

0,70

0,730,73

0,77

1,06

1,06

0,43

2 0 0 8 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7

GW

MÉD

IO

Eólica Biomassa PCH Solar

EVOLUÇÃO DA CONTRATAÇÃO DAS RENOVÁVEIS

41

4. Estudo de Caso

Nesse capítulo, são feitos estudos de caso direcionados a participação das

novas renováveis para os próximos anos no Brasil. Serão mostrados cenários

com diferentes perspectivas e horizontes que as fontes renováveis podem

seguir através dos dados obtidos nos leilões de energia e no mercado livre

(ACL).

O crescimento e a consolidação das fontes renováveis são uma realidade não

apenas no Brasil, como no mundo. A preocupação com a escassez dos recursos naturais,

aliado à busca pela mitigação das emissões de gases do efeito estufa (GEE), fizeram com

que as nações pressionassem os países a reduzissem as suas emissões, aumentando dessa

forma, a busca por novas fontes de energia.

O Brasil é referência no mundo em fontes renováveis, sobretudo devido as

condições hidrológicas favoráveis, mas também como o grande potencial eólico e solar

como foi descrito em capítulos anteriores.

Entretanto, foram os leilões de energia e os mecanismos de incentivo

governamentais que promoveram o uso de fontes renováveis alternativas, resultando em

uma redução gradativa dos custos de geração por essa fonte e uma maior competitividade.

Portanto, os leilões são um dos importantes mecanismos regulatórios utilizados no Brasil

para alavancar a geração proveniente de fontes alternativas, uma vez que além de garantir

o menor custo de energia para o consumidor, fornece também uma segurança ao

proprietário do empreendimento vencedor dos leilões, uma vez que os contratos firmados

têm em média duração de 15 a 30 anos.

Sendo assim, nesse trabalho, o objetivo será criar cenários com base nos dados

dos leilões realizados pela CCEE e os dados históricos de geração de energia, com

objetivo de analisar a participação das fontes renováveis no período 2019-2025 para o

cenário nacional.

Será feito também, tomando os dados de previsão de demanda da EPE, por meio

do PDE 202615 a comparação entre a oferta das renováveis e a demanda futura.

4.1 Previsões de carga da EPE

Foram utilizados os dados da previsão da demanda do documento PDE - 2026

[25] elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que considera indicadores

como o crescimento da economia (PIB) e a previsão do consumo total da eletricidade nos

15 O PDE consiste em documento que estabelece um conjunto de diretrizes e orientações para a expansão do sistema elétrico para os próximos dez anos. Publicado anualmente pela EPE, o PDE realiza cenários indicativos e avalia a melhor possibilidade de expansão do SIN.

42

setores residenciais, comerciais e industriais para elaboração da previsão da demanda

futura. A tabela 4.1 sinaliza as previsões feitas pela EPE no cenário decenal.

Tabela 4.1 – Previsão da expansão da carga no período decenal segundo dados da EPE.

Ano

Subsistema

SIN Norte Nordeste Sudeste/CO Sul

MW médio

2016 5.484 10.436 37.752 10.964 64.636

2021 6.887 12.525 43.796 12.792 76.000

2026 8.844 15.388 51.640 15.288 91.160 Fonte: EPE (01/2019)

O gráfico 4.1 mostra as previsões de demanda segundo estudos da EPE para o

período de estudo desse trabalho.

Gráfico 4.1 - Previsão de carga no SIN.

Fonte: Própria a partir da EPE (01/2019)

70,2

72,8

76

79,3

82,2

85,1

88,1

65

70

75

80

85

90

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

GW

méd

io

PREVISÃO DE CARGA DE ENERGIA NO SIN.

43

4.2 Metodologia

Foram criados 3 cenários para o estudo, considerados como alto (otimista), médio

(realista) e baixo (conservador). Os dados coletados a partir das informações de energia

contratada nos leilões disponibilizadas no sítio da CCEE. A diferença entre os cenários

está no uso ou não da energia proveniente do mercado livre ou do extra certame.

Com as informações retiradas da CCEE, criou-se um documento com uma lista

de todas as usinas vencedoras (que se encontra no anexo A), contendo as informações de

cada empreendimento pela energia (em MW médio) contratada, pelo ano do respectivo

leilão, pelo ano de início da operação, pela região em que se encontra a usina, o ano de

término do contrato e pelo tipo de contrato, podendo ser proveniente de energia nova,

reserva, alternativa, existente ou pelo PROINFA. E utilizando uma macro através da

ferramenta Excel foi feito a separação segmentada por fonte e ano. Em seguida, uniu

todas as informações e usando o Visual Basic for Applications (VBA), criou-se uma

ferramenta que gera gráficos automáticos, sendo necessário apenas o usuário entrar com

o período dos anos para análise. A tela inicial pode ser visualizada na figura 4.1.

Figura 4.1 - Planilha com informações dos empreendimentos vencedores nos leilões.

Fonte: Própria.

As seções seguintes abordarão os procedimentos utilizados para as simulações dos

três cenários, apresentando os critérios e premissas utilizadas para a obtenção dos

parâmetros e resultados encontrados durante o processo.

44

4.2.1 Mercado Livre de Energia

As informações contidas no documento descrito acima referem-se apenas ao

mercado regulado (ACR). Sendo assim, para a projeção do mercado livre de energia

(ACL) são utilizados dados históricos de energia injetada na rede disponibilizadas pela

CCEE e as informações da tabela do anexo A. Adotou- se como premissa de que toda a

energia anual acima daquela firmada nos contratos pertence ao ACL.

Deste modo, o primeiro passo foi mapear entre os anos de 2013 – 2017 toda a

energia exportada [19] na rede proveniente de fontes alternativas. Em seguida, admitiu-

se que todos os empreendimentos honraram seus contratos injetando na rede toda a

energia contratada nos leilões. Logo após subtraiu-se a energia injetada na rede da energia

contratada nos leilões e obteve o valor de energia proveniente do mercado livre anual

como pode ser visto na tabela 4.2.

Tabela 4.2 - Energia injetada na rede proveniente do mercado livre.

Catagoria (GW médio) 2013 2014 2015 2016 2017

Energia Injetada no SIN 5,18 6,12 7,91 8,87 9,67

Energia Contratada 4,65 5,13 5,91 7,23 8,44

ACL 0,5 1,0 2,0 1,6 1,2 Fonte: Própria a partir da CCEE (01/2019)

4.2.2 Energia Extra certame

A garantia física em GW médio de cada empreendimento é o valor em energia

que o mesmo poderá comercializar no ACR. Esse valor, leva em consideração paradas

programadas para manutenção e paradas não programadas devido a defeitos e distúrbios

que possam ocorrer.

Nos leilões, as distribuidoras podem adquirir lotes menores ou iguais a garantia

física de uma usina, e a diferença entre a garantia física e a energia contratada é conhecida

como energia extra certame. Esse valor não contratado pode ser comercializado

livremente em outros mercados como foi descrito em capítulos anteriores.

Através dos valores individuais em energia contidas na tabela do anexo A, foram

coletadas todas as informações da energia extra certame dos empreendimentos.

Em seguida foi feita a separação por ano considerando o período 2013-2017 como

pode ser visto na tabela 4.3.

45

Tabela 4.3 - Energia Extra certame das fontes renováveis.

Catagoria (GW médio) 2013 2014 2015 2016 2017

Energia Extra Certame 0,82 0,96 1,04 1,58 1,61 Fonte: Própria a partir da CCEE (01/2019)

4.3 Cenário 1

Neste cenário, foram utilizados os dados técnicos dos empreendimentos

vencedores dos leilões desde 2004 e admitiu-se que toda energia contratada proveniente

de fontes alternativas foi efetivamente injetada na rede. Trata-se de um cenário

conservador, uma vez que não foram levados em consideração os dados referentes ao

mercado livre de energia (ACL) e as informações apresentadas estão em GW médio.

É importante destacar que a estimativa partiu da premissa que toda a exportação

de energia foi proveniente apenas de usinas que venceram nos leilões entre o período de

2004 – 2018, ou seja, não foi levado em consideração possíveis leilões futuros no período

de estudo 2019-202516. A tabela 4.4 em GW médio descreve os valores obtidos nesse

cenário.

Tabela 4.4 - Dados de geração de fontes renováveis a partir dos dados do cenário 1.

Tipo (GW

médio) 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Eólica 7,29 7,65 7,83 7,83 8,00 8,03 8,03

Biomassa 2,25 2,25 2,21 2,19 2,19 2,21 2,21

PCH 1,31 1,31 1,30 1,48 1,73 1,88 1,75

Solar 0,57 1,24 1,39 1,39 1,85 2,10 2,10


4.4 Cenário 2

Neste cenário, foram usados as informações do mercado livre de energia descritas

no subíndice anterior. Para a projeção dos anos seguintes da injeção na rede proveniente

ao ACL, tomou- se inicialmente a média do montante de energia exportada para o SIN

proveniente do mercado livre nos últimos 5 anos contidos na tabela 4.2. Em seguida,

16 Como a partir da contratação dos leilões, os empreendimentos têm em média 4 a 6 anos para começarem a injetar energia na rede, a previsão de não considerar leilões futuros dentro do

período de análise não inviabiliza a projeção, uma vez que para um leilão em 2019, por exemplo,

com contratação de 6 anos o mesmo só entra em operação no final do período de estudo.

46

foram realizados as taxas de crescimento anual da demanda tomando como base os

valores de projeção da EPE como pode ser visto no gráfico 4.1. Admitiu-se, portanto, um

crescimento do ACL proporcional ao crescimento da demanda entre o período 2019-

2025, realizando a multiplicação entre a média histórica com o percentual de aumento da

demanda anual.

Esse cenário, pode ser considerado mais realista do que o anterior, uma vez que

como pode ser visto na tabela 4.2, todos os anos há uma parcela da energia sendo

comercializada em ambos os mercados. Novamente, foi considerado apenas os leilões

que ocorrem entre o período de 2004-2018, ou seja, de forma análoga ao do cenário 1,

não foi feito a projeção de leilões futuros.

É importante enfatizar que as novas renováveis não são despachadas pelo ONS,

deste modo além da variabilidade na geração devido aos ventos e os raios solares, não se

tem um órgão que coordene o despachado centralizado desses empreendimentos. Portanto

isso pode impactar diretamente nas análises feitas nesse trabalho, uma vez que o ACL é

um mercado livremente negociado entre os agentes, logo não se tem disponível os

contratos firmados nesse segmento. Deste modo, as análises feitas dos dados históricos

descritos do mercado livre da tabela 4.2 pode ser muito diferente do real. A tabela 4.5 em

GW médio descreve os valores obtidos nesse cenário.


Tipo (GW médio) 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Eólica 7,29 7,65 7,83 7,83 8,00 8,03 8,03

Biomassa 2,25 2,25 2,21 2,19 2,19 2,21 2,21

PCH 1,31 1,31 1,30 1,48 1,73 1,88 1,75

Solar 0,57 1,24 1,39 1,39 1,85 2,10 2,10

ACL 1,37 1,43 1,49 1,54 1,60 1,66 1,71 Fonte: Própria a partir da CCEE (01/2019)

4.5 Cenário 3

Nesse cenário, foi considerado um caso hipotético em que toda energia extra

certame descrita na tabela 4.3 foi injetada na rede, sobrepondo os dados do cenário 1.

Trata-se de uma projeção otimista, pois supõe-se que os empreendimentos estarão

injetando na rede toda a sua garantia física. No entanto, não é um cenário absurdo a se

considerar, uma vez que em termos técnicos, a garantia física é calculada considerando

as intermitências dessas fontes, isso significa que os empreendimentos renováveis podem,

eventualmente, produzir energia superior a sua garantia física, e em termos econômicos,

o custo operacional decrescente das fontes alternativas fazem com que a geração

47

proveniente das renováveis seja uma solução barata para o sistema elétrico. A tabela 4.6

em GW médio descreve os valores obtidos nesse cenário.


Tipo (GW

médio) 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Eólica 7,29 7,65 7,83 7,83 8,00 8,03 8,03

Biomassa 2,25 2,25 2,21 2,19 2,19 2,21 2,21

PCH 1,31 1,31 1,30 1,48 1,73 1,88 1,75

Solar 0,57 1,24 1,39 1,39 1,85 2,10 2,10

Certame 1,79 1,79 1,80 1,68 1,78 1,96 1,88 Fonte: Própria a partir da CCEE (01/2019)

48

5. Resultados e Discussões

Nesse capítulo, é feita a consolidação e análise dos dados obtidos do capítulo

4. Serão mostrados os resultados dos três cenários e os seus impactos, riscos

e desafios provocados no sistema devido ao aumento das fontes alternativas

na matriz elétrica.

O presente capítulo tem como foco a análise da projeção das novas fontes

renováveis no setor elétrico, a comparação entre a demanda futura e as consequências

provocadas no sistema. Os critérios, premissas e valores utilizados são os mesmos

descritos no capítulo anterior.

Para análise das projeções, foram considerados apenas empreendimentos que

estão em operação segundo o BIG - ANEEL, ou que estejam para iniciar seu

funcionamento com início do contrato de seus leilões segundo os dados retirados do sítio

da CCEE. Outro ponto importante foi a escolha da unidade GW médio como referência,

deste modo não é feito análise da intermitência e sazonalidade no período de estudo, assim

como também não foi feita a separação por patamar de carga.

O principal objetivo do trabalho é a demonstração de cenários tomando como base

parâmetros reais e a partir deles avaliar o potencial das novas fontes renováveis para o

sistema elétrico no médio e curto prazo e no final identificar os desafios a serem

enfrentados e indicar possíveis novas tecnologias capaz de minimizar ou reduzir o

problema da sazonalidade e intermitência.

5.1 Resultados do Cenário 1

A primeira etapa dos procedimentos, foi a coleta dos dados da tabela 4.4 para a

projeção das fontes renováveis entre o período de 2019-2025 como pode ser visto no

gráfico 5.1.

Os níveis de geração nesse cenário têm um aumento percentual de 20,12% entre

os anos de 2019-2025 enquanto que a projeção da demanda nesse período tem um

acréscimo de 25,5% considerando o cenário médio da EPE. Entretanto, há uma redução

gradativa a partir de 2024, isso se deve ao término dos contratos de alguns

empreendimentos que iniciaram sua operação em 2008.

Observa-se uma participação expressiva das eólicas, sobretudo devido ao elevado

número de energia contratada nos leilões de 2009, 2013 e 2014 por essa fonte.

Nota-se também, o aparecimento da geração solar, com uma estagnação no

período de estudo, devido, principalmente, ao número modesto de participação nos

49

leilões, sendo três até então (LER-2014, LER-2015 e LER-2018). O mesmo acontece com

as PCH´s, que embora tenha uma representatividade maior do que a energia solar, ainda

sofre com restrições ambientais e climáticas (devido à redução de água nos reservatórios),

limitando seu potencial de aproveitamento. Enquanto que fontes a biomassa verifica-se

uma queda nos anos finais da análise, sobretudo devido ao término dos contratos desses

empreendimentos.

Gráfico 5.1 - Perspectiva das renováveis - Cenário 1.


Fazendo uma comparação entre a geração das renováveis em relação a projeção

da carga do SIN, verifica-se uma oscilação e uma queda gradativa na participação das

fontes alternativas no final do período de estudo. Isso acontece devido à projeção

conservadora adotada nesse cenário, que leva em consideração apenas o mercado

regulado de energia, restringindo a geração proveniente de outros mercados. O término

de contratos de empreendimentos a biomassa a partir de 2023, influencia ainda mais para

essa queda. O gráfico 5.2 mostra o percentual das fontes renováveis na exportação de

energia para o SIN no período de 2019-2025.

No entanto, uma redução da representatividade nesse cenário não significa uma

queda significativa de geração exportada ao SIN por fontes alternativas, uma vez que,

comparando a energia contratada nos anos de 2023 e 2025 e a partir dos dados da tabela

4.4, verifica-se uma redução de apenas 1,2% de representatividade.

Vale salientar também, que a análise anual impossibilita a verificação da

complementariedade das eólicas e biomassas com as hidrelétricas descritas no capítulo 3.

7,00 7,00 7,04 7,07 7,76 8,18 8,18

2,48 2,56 2,65 2,672,77 2,75 2,60

1,262,22 2,19 2,08

2,15 2,20 2,200,68

0,68 0,85 1,081,08 1,08 1,08

2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4 2 0 2 5

GW

MÉD

IO

Eólica Biomassa PCH Solar

CONTRATAÇÃO DAS RENOVÁVEIS

50

Gráfico 5.2 - Participação futura das fontes renováveis segundo o cenário 1.

Fonte: Própria a partir da CCEE (01/2019).


Para esse cenário, foi realizado a coleta dos dados da tabela 4.5 para a projeção de

forma análoga ao item anterior, entre o período de 2019-2025 como pode ser visto no

gráfico abaixo.

Com a participação do mercado livre de energia, os níveis de geração nesse

cenário têm um aumento percentual de 23,37% entre os anos do período de análise.

Considerando o ACL, diferentemente do que é visto no cenário anterior, há um

crescimento modesto na maioria dos anos com uma pequena estagnação entre 2024 e

2025.

Como o objetivo desse cenário é sobrepor a contratação do mercado regulado com

o mercado livre, a taxa de crescimento das fontes renováveis no ACR não se altera. É

feito então a separação do ACL por tipo de fonte renovável considerando duas premissas.

A primeira fazendo a separação de acordo com percentual de participação de cada fonte

no mercado regulado entre os anos analisados, e a segunda limitar o valor de geração ao

da garantia física de cada fonte, garantindo dessa forma que nenhuma fonte esteja gerando

energia acima de sua GF. É importante salientar, que trata-se de uma estimativa, uma vez

que devido à falta de dados dos contratos bilaterais, assim como também devido à grande

variabilidade das fontes alternativas, o montante de energia exportada para o SIN por tipo

de empreendimento pode mudar muito conforme o passar dos anos.

14,1%

15,0% 14,9%

14,1%14,7%

14,1%

13,5%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

10,0%

11,0%

12,0%

13,0%

14,0%

15,0%

16,0%

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

GW

méd

io

Demanda Renováveis

PERSPECTIVAS RENOVÁVEIS X DEMANDA

51



De forma análoga, o gráfico 5.4 é uma comparação entre a geração das renováveis

em relação a projeção da carga do SIN. Verifica-se um crescimento da representatividade

de 4,3% em média comparado ao cenário 1, correspondendo a aproximadamente 20% da

carga em alguns anos. Isso ocorre sobretudo devido à entrada no mercado livre.

Entretanto, percebe-se que embora o mercado livre aumente a participação das fontes

alternativas, ainda se tem uma oscilação entre os anos e uma ligeira queda na participação

das fontes renováveis no final do período de estudo.

Mesmo sendo um cenário mais realista do que o anterior, a queda na participação

está relacionada ao término de contratos de empreendimentos a biomassa a partir de 2023.

Todavia, a redução na participação no final do período de estudo, não representa uma

queda de geração exportada ao SIN por fontes alternativas, uma vez que, comparando a

energia contratada nos anos de 2023 e 2025 e a partir dos dados da tabela 4.5, verifica-se

uma redução de apenas 0,8% de representatividade como pode ser visto no gráfico 5.4.

7,00 7,00 7,04 7,07 7,76 8,18 8,18

2,48 2,56 2,65 2,672,77 2,75 2,60

1,262,22 2,19 2,08

2,15 2,20 2,200,68

0,68 0,85 1,081,08 1,08 1,08

1,371,43 1,49 1,54

1,60 1,66 1,71

2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4 2 0 2 5

GW

MÉD

IO

Eólica Biomassa PCH Solar ACL


52




Para esse cenário, foi realizado a coleta dos dados da tabela 4.6 para a projeção de

forma análoga aos itens anteriores, entre o período de 2019-2025 como pode ser visto no

gráfico 5.5.

Trata-se de um cenário indicativo em que foi considerado no estudo um caso

hipotético em que toda a energia não contratada nos leilões fosse injetada no SIN,

proveniente de outros mercados. Os níveis de geração nesse cenário têm um aumento

percentual de 20,72% entre os anos de 2019 e 2025. Com a participação do extra certame,

há um crescimento gradativo na maioria dos anos com uma pequena queda entre 2024 e

2025.

Para esse cenário, o objetivo é sobrepor a contratação do mercado regulado com

o montante de energia destinada ao extra certame, como foi explicado no capítulo

anterior. É importante salientar, que trata-se de uma estimativa, uma vez que além de não

serem fontes despachadas pelo ONS, existem outros fatores que podem influenciar nos

níveis de geração por essas fontes, devido a questões diversas, como paradas para

manutenção ou problemas em equipamentos, podendo resultar que o montante de energia

exportada para o SIN por tipo de empreendimento pode variar muito.

18,2%19,1% 18,7%

18,2%18,7% 18,6%

17,9%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

10,0%

12,0%

14,0%

16,0%

18,0%

20,0%

22,0%

24,0%

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

GW

méd

io

Demanda Renováveis


53



Da mesma forma que foi feito em cenários anteriores, o gráfico 5.6 é uma

comparação entre a geração das renováveis em relação a projeção da carga do SIN.

Verifica-se um crescimento da representatividade de apenas 0,35% em média comparado

ao cenário 2. Entretanto, percebe-se que embora o extra certame aumente a participação

das fontes alternativas, ainda se tem uma oscilação entre os anos e uma pequena queda

na participação das fontes renováveis no final do período de estudo.

Trata-se do cenário mais otimista comparado aos demais, todavia devido ao

crescimento das renováveis nos últimos anos, torna-se uma projeção viável. Vale

ressaltar, que foi considerado apenas o extra certame de empreendimentos que estão com

contratos ativos, isso significa que aquelas usinas que terminaram seus contratos em 2023

por exemplo, não entraram no cálculo da composição do extra certame. Isso porque a vida

útil de uma usina termelétrica seja em torno de 20 a 25 anos.

7,00 7,00 7,04 7,07 7,76 8,18 8,18

2,48 2,56 2,65 2,672,77 2,75 2,60

1,262,22 2,19 2,08

2,15 2,20 2,200,68

0,68 0,85 1,081,08 1,08 1,08

1,791,79 1,80 1,68

1,781,96 1,88

2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4 2 0 2 5

GW

MÉD

IO

Eólica Biomassa PCH Solar Certame


54



Fazendo uma comparação percentual acumulada entre os três cenários, como pode

ser visto no gráfico 5.7, é possível notar que ambos são fortemente influenciados pela

entrada e saída de novos empreendimentos no mercado regulado, isso porque tal

segmento representa 100% do cenário 1 e mais de 80% nos cenários 2 e 3. Nota-se

também, que o cenário 3 é menos impactado pela variação do ACR, devido

principalmente ao montante do extra certame, amortizando as flutuações desse mercado.

Gráfico 5.7 – Variação percentual acumulada dos cenários.


7%

9%

11%

13%

15%

17%

19%

21%

23%

2020 2021 2022 2023 2024 2025

Cenário 1

Cenário 2

Cenário 3

VARIAÇÃO PERCENTUAL ACUMULADA

19%20%

19%18%

19% 19%18%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

24%

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

GW

méd

io

Demanda Renováveis


55

Fazendo agora uma comparação entre o montante injetado na rede em cada

cenário, é possível notar que os cenários 2 e 3 estão muito mais alinhados do que o

primeiro, mesmo com diferentes metodologias adotadas, como pode ser visto no gráfico

5.8. Isso pode ser um indicativo importante de que a representatividade que as renováveis

têm alcançado vai além do mercado regulado proveniente de políticas de incentivo,

chegando até mesmo ao mercado livre de energia. Trata-se de uma realidade que vem

acontecendo de forma gradativa e principalmente devido a redução dos custos desses

empreendimentos, assim como também a troca por equipamentos mais eficientes, e uma

maior aceitação das fontes alternativas entre os agentes do setor elétrico.

Gráfico 5.8 - Comparação entre os cenários analisados.


11,30

12,30

13,30

14,30

15,30

16,30

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

GW

méd

io

Cenário 1

Cenário 2

Cenário 3

EVOLUÇÃO DOS CENÁRIOS

56

5.4 Riscos, desafios e impactos para o SEB

Como foram mostrados nesse e em capítulos anteriores, são grandes as vantagens

para o setor elétrico com uma maior penetração das fontes alternativas de energia.

Entretanto, quase todas as novas fontes renováveis são intermitentes, com disponibilidade

variável em diferentes horas do dia, aumentando a imprevisibilidade e reduzindo a

despachabilidade. Deste modo, a integração das fontes renováveis introduz desafios

importantes no que diz respeito ao planejamento e à operação do sistema elétrico,

principalmente na estabilidade e ao equilíbrio entre à geração e a carga.

Adicionalmente, não existe um histórico longo de informações passadas como

forma de avaliar os pontos críticos comparado com as hidrelétricas, por exemplo. Desafio

a mais para os agentes, principalmente ao ONS e a EPE, devido à necessidade em criar

novos modelos que realizem planejamentos de geração e transmissão para o atendimento

dos requisitos de segurança e confiabilidade do sistema elétrico incluindo as fontes não

controláveis.

Dessa forma, torna-se visivelmente necessário a criação de metas e soluções dos

novos desafios para a inclusão das fontes alternativas para minimizar os impactos na

operação e no planejamento. Encontra-se na literatura como uma das possíveis soluções

o armazenamento de energia, uma vez que o armazenamento permite acumular energia

quando a produção excedente à carga por um determinado momento e utilizá-la em

instantes que a situação se inverte. São várias as tecnologias disponíveis capazes de

armazenar energia, dentre as quais as usinas hidrelétricas reversíveis e a bateria. Tais

recursos não geram energia, mas podem aumentar a oferta em momentos críticos.

57

6. Conclusão e trabalhos futuros

Essa pesquisa teve como objetivo avaliar a participação e perspectiva das novas

fontes renováveis no setor elétrico brasileiro entre o período de 2019-2025, pode-se

afirmar que o mesmo foi alcançado.

Devido ao elevado número de instalações de fontes não controláveis ser

relativamente recente no Brasil, foram encontradas poucas pesquisas na área que

contribuíssem para a discussão dos resultados. Contudo, com base nos dados históricos

disponíveis, verificou-se um comportamento coerente do sistema em relação à evolução

das novas fontes alternativas no SIN.

A criação de 3 cenários, a partir arquivos da CCEE e das informações do PDE

2026, possibilitou realizar a projeção do parque gerador de fontes alternativas e observar

tendências no comportamento de certas variáveis no sistema. O uso do banco de dados

elaborado, e utilizando as ferramentas macro e VBA, permitiu a coleta dos dados e a

construção dos gráficos, assim como as análises realizadas nesse trabalho.

Inicialmente, avaliando a projeção das fontes alternativas nos primeiros anos,

verificou-se um crescimento da participação, sobretudo a eólica. Isso é devido ao início

de contratos dos leilões em 2019 e 2020. Com base nos dados de projeção da demanda

da EPE, verificou-se nos três cenários um crescimento inicial das fontes alternativas.

Como resultado, observou-se que os cenários 2 e 3 estão mais alinhados devido,

principalmente, ao uso da energia de fontes renováveis proveniente de outros mercados,

além do ACR.

Adicionalmente, em todos os cenários, verificou-se uma queda na participação,

devido a empreendimentos provenientes de fontes a biomassa, sobretudo devido ao

término dos contratos que iniciaram em 2008, mas também devido a projeção da EPE

considerar um crescimento médio de 3,5% ao ano da demanda.

Os resultados dessa pesquisa apontam para uma consolidação das novas fontes

renováveis no sistema elétrico, portanto esse trabalho sinaliza que se deve ampliar os

estudos da expansão e operação de fontes intermitentes no SIN, assim como a adoção de

novos modelos computacionais entre os agentes que realizem além do planejamento

hidrotérmico, o de fontes alternativas.

58

6.1 Trabalhos Futuros

Abaixo estão listados alguns tópicos que são interessantes afim de se dar

continuidade ao trabalho realizado.

• Estudo dos impactos regionais com a maior penetração das novas renováveis,

sobretudo a eólica no Nordeste;

• Realização de mais análises teóricas e práticas, comparando os resultados obtidos

e levando em consideração a geração complementar e a geração nas diferentes

horas do dia;

• Análise da máxima hospedagem das novas fontes renováveis e seus impactos nos

níveis de tensão e frequência.

59

7. Referências Bibliográficas

1. CNPE - Minas e Energia. Ministério de Minas e Energia, 16 Janeiro 2019.

Disponivel em: <http://www.mme.gov.br/web/guest/conselhos-e-comites/cnpe>.

2. MINAS e Energia. MME - Ministério de Minas e Energia. Disponivel em:

<http://www.mme.gov.br/web/guest/acesso-a-

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3. O Que a ANEEL faz? Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponivel em:

<http://www.aneel.gov.br/aneel-essencial/-

/asset_publisher/c4M6OIoMkLad/content/o-que-a-aneel-faz-

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4. QUEM Somos - EPE. Empresa de Pesqusia Energética. Disponivel em:

<http://www.epe.gov.br/pt/a-epe/quem-somos>. Acesso em: 16 Janeiro 2019.

5. O que é o ONS. Operador Nacional do Sistema Elétrico. Disponivel em:

<http://ons.org.br/pt/paginas/sobre-o-ons/o-que-e-ons>. Acesso em: 16 Janeiro 2019.

6. CCEE - O que fazemos. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

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7. QUEM Somos - O CEPEL. Centro de Pesquisa de Energia Elétrica. Disponivel

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8. Garantia Física - Regras de Comercialização. Câmera de Comercialização de

Energia Elétrica. São Paulo, p. 75. 2019.

60

9. CCEE - Comercialização. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

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10 Contratos. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. São Paulo, p. 182.

2019.

11 CCEE - Ambiente livre e regulado. Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica. Disponivel em:

<https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/como-participar/ambiente-

livre-ambiente-regulado?_afrLoop=1129397104840058&_adf.ctrl-

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12 Preço de Liquidação das Diferenças. Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica. São Paulo, p. 22. 2019.

13 TIPOS de Leilões. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Disponivel

em: <https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/o-que-

fazemos/como_ccee_atua/tipos_leiloes_n_logado?_afrLoop=1129993694497829&

_adf.ctrl-

state=megpx5k21_142#!%40%40%3F_afrLoop%3D1129993694497829%26_adf.c

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14 Critérios para classificação da modalidade de operação de usinas. Operador

Nacional do Sistema Elétrico. Rio de Janeiro, p. 11. 2011.

15 GD fonte. Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponivel em:

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61

16 CAPACIDADE Brasil. Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponivel em:

<http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/Combustivel.cfm>. Acesso

em: 16 Janeiro 2019.

17 Cadernos Temáticos ANEEL, Micro e Minigeração Distribuída. Agência Nacional

de Energia Elétrica. Brasília, p. 34. 2016.

18 Energia Eólica Brasil e Mundo. Ministério de Minas e Energia. Brasília, p. 8. 2016.

19 INFOMERCADO. Câmara de Comemrcialização de Energia Elétrica. Disponivel

em: <https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/o-que-

fazemos/infomercado?_adf.ctrl-

state=q4gbm9pus_5&_afrLoop=1152687616686641#!>. Acesso em: 16 Janeiro

2019.

20 FORMAÇÃO CEG. Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponivel em:

<http://www2.aneel.gov.br/scg/formacao_CEG.asp>. Acesso em: 16 Janeiro 2019.

21

.

Balanço Energético Nacional 2018. Empresa de Pesquisa Energética. Rio de

Janeiro, p. 294. 2018.

22 TOMLMASQUIM, M. T. Energia Renovável: Hidráulica, Biomassa, Eólica, Solar,

Oceânica. Rio de Janeiro: Empresa de Pesquisa Energética, 2016.

23 Resolução da ANEEL n° 673, de 4 de agosto de 2015. Agência Nacional de Energia

Elétrica. Brasília, p. 15. 2015.

24 Energia Solar no Brasil e no Mundo. Ministério de Minas e Energia. Brasília, p. 8.

2017.

25 Plano Decenal de Expansão de Energia 2026. Empresa de Pesquisa Energética. Rio

de Janeiro, p. 271. 2017.

62

26 BALANÇO Energético Nacional. Empresa de Pesquisa Energética. Disponivel

em: <http://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/balanco-

energetico-nacional-ben>. Acesso em: 16 Janeiro 2019.

27 MME/EPE. Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz Elétrica Brasileira.

Ministério de Minas e Energia/ Empresa de Pesquisa Energética. Brasília/Rio de

Janeiro. 2012.

28 EPE. Recursos Energéticos Distribuídos: Impactos no Planejamento Energético.

Empresa de Pesquisa Energética. Rio de Janeiro, p. 20. 2018.

29 EPE. Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz Elétrica Brasileira.

Empresa de Pesquisa de Energética. Rio de Janeiro, p. 64. 2012.

30 EPE. Flexibilidade e Capacidade: Conceitos para a incorporação de atributos ao

planejamento. Empresa de Pesquisa ENergética. Rio de Janeiro, p. 23. 2018.

31 HENRIQUES, R. M. Análise da Inserção da Bioenergia da cana de açucar na

Matriz Energética Nacional, Rio de Janeiro, 15 setembro 2018. 8.

32 CURTY, M. G. Avaliação do impacto na operação do sistema interligado

nacional devido à mudança do perfil do parque gerador. Rio de Janeiro: Trabalho

de Conclusão de Curso, 2017.

33 MARTINS, J. M. C. Estudo dos principais mecanismos de incentivo às fontes

renováveis alternativas de energia no setor elétrico. Campinas: Dissertação de

Mestrado, 2010.

63

Anexo A

Categoria Tipo de Leilão

Ano do Leilão

Ano de Inicio

Ano de Termino

Energia Contratada

Garantia Fisica

Extra Certame

Região

Biomassa Proinfa 2004 2010 2040 3,0 10,0 7,0 SE
















PCH Proinfa 2004 2010 2025 4,0 7,8 3,8 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 25,0 25,0 0,0 S

PCH Proinfa 2004 2011 2026 11,0 11,0 0,0 NE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 11,0 36,2 25,2 SE

PCH Proinfa 2004 2009 2024 8,0 16,0 8,0 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 8,0 8,2 0,2 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 10,0 10,5 0,5 SE

PCH Proinfa 2004 2009 2024 11,0 11,6 0,6 SE

PCH Proinfa 2004 2009 2024 11,0 11,2 0,2 SE

PCH Proinfa 2004 2009 2024 28,0 28,3 0,3 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 21,0 23,4 2,4 SE

PCH Proinfa 2004 2008 2023 10,0 19,3 9,3 SE

PCH Proinfa 2004 2009 2024 9,0 19,3 10,3 SE

PCH Proinfa 2004 2009 2024 19,0 22,0 3,0 SE

PCH Proinfa 2004 2008 2023 6,0 20,7 14,7 SE

PCH Proinfa 2004 2009 2024 2,0 20,7 18,7 SE

PCH Proinfa 2004 2008 2023 6,0 11,6 5,6 SE

PCH Proinfa 2004 2009 2024 12,0 14,5 2,5 SE

PCH Proinfa 2004 2008 2023 0,0 9,4 9,4 SE

PCH Proinfa 2004 2009 2024 14,0 14,0 0,0 SE

PCH Proinfa 2004 2008 2023 9,0 24,8 15,8 SE

PCH Proinfa 2004 2009 2024 10,0 24,8 14,8 SE

PCH Proinfa 2004 2012 2027 11,0 36,2 25,2 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 9,0 12,5 3,5 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 1,0 0,0 -1,0 SE

PCH Proinfa 2004 2012 2027 2,0 0,0 -2,0 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 11,0 19,0 8,0 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 2,0 0,0 -2,0 SE

PCH Proinfa 2004 2012 2027 14,0 0,0 -14,0 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 2,0 6,0 4,0 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 2,0 0,0 -2,0 SE

PCH Proinfa 2004 2012 2027 2,0 0,0 -2,0 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 11,0 12,3 1,3 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 4,0 0,0 -4,0 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 8,0 18,6 10,6 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 5,0 0,0 -5,0 SE

PCH Proinfa 2004 2012 2027 14,0 0,0 -14,0 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 16,0 16,3 0,3 SE

64

PCH Proinfa 2004 2011 2026 7,0 0,0 -7,0 SE

PCH Proinfa 2004 2012 2027 4,0 0,0 -4,0 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 12,0 21,0 9,0 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 1,0 0,0 -1,0 SE

PCH Proinfa 2004 2012 2027 21,0 0,0 -21,0 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 23,0 40,3 17,3 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 14,0 0,0 -14,0 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 2,0 7,3 5,3 SE

PCH Proinfa 2004 2011 2026 5,0 0,0 -5,0 SE

PCH Proinfa 2004 2010 2025 4,0 12,6 8,6 SE

Eólica Proinfa 2004 2011 2026 8,0 0,0 -8,0 SE

Eólica Proinfa 2004 2010 2025 12,0 39,2 27,2 SE





































Eólica Proinfa 2004 2010 2025 7,0 7,0 0,0 NE



Eólica Proinfa 2004 2013 2028 35,0 24,4 -10,6 NE









PCH Proinfa 2004 2012 2032 11,0 11,6 0,6 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 9,0 9,0 0,0 NE

65

PCH Proinfa 2004 2012 2032 13,0 13,2 0,2 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 8,0 8,1 0,1 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 22,0 22,8 0,8 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 10,0 10,8 0,8 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 7,0 7,8 0,8 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 11,0 11,3 0,3 S

PCH Proinfa 2004 2012 2032 11,0 11,3 0,3 S

PCH Proinfa 2004 2012 2032 11,0 11,3 0,3 S

PCH Proinfa 2004 2012 2032 13,0 13,5 0,5 NE

Biomassa Proinfa 2004 2012 2032 13,0 13,9 0,9 NE








Biomassa Proinfa 2004 2012 2032 3,0 3,2 0,2 S
















PCH Proinfa 2004 2012 2032 9,0 9,5 0,5 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 8,0 8,3 0,3 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 8,0 8,5 0,5 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 9,0 9,0 0,0 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 6,0 6,5 0,5 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 12,0 12,3 0,3 NE

PCH Proinfa 2004 2012 2032 12,0 12,0 0,0 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 12,0 12,7 0,7 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 13,0 13,1 0,1 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 8,0 8,3 0,3 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 7,0 7,8 0,8 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 3,0 3,9 0,9 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 4,0 4,2 0,2 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 8,0 8,4 0,4 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 13,0 13,6 0,6 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 13,0 13,9 0,9 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 5,0 5,0 0,0 NE

Biomassa LEN 2005 2012 2032 10,0 10,9 0,9 NE

Biomassa LEN 2006 2012 2032 12,0 12,4 0,4 NE

Biomassa LEN 2006 2012 2032 11,0 11,8 0,8 NE

Biomassa LEN 2006 2012 2032 11,0 11,0 0,0 NE

Biomassa LEN 2006 2012 2032 12,0 12,2 0,2 NE

Biomassa LEN 2006 2012 2032 2,0 2,7 0,7 NE

Biomassa LEN 2006 2012 2032 16,0 16,6 0,6 NE

Biomassa LEN 2006 2012 2032 7,0 7,4 0,4 NE

Biomassa LEN 2006 2012 2032 13,0 13,7 0,7 NE

Biomassa LEN 2006 2012 2032 12,0 12,7 0,7 NE

PCH LFA 2007 2012 2032 12,0 12,5 0,5 NE

PCH LFA 2007 2012 2032 12,0 12,3 0,3 NE

66

PCH LFA 2007 2012 2032 12,0 12,4 0,4 NE

PCH LFA 2007 2012 2032 12,0 12,2 0,2 NE

PCH LFA 2007 2015 2045 16,0 17,2 1,2 SE

PCH LFA 2007 2015 2045 7,0 7,8 0,8 SE

Biomassa LFA 2007 2015 2045 9,0 9,1 0,1 SE

Biomassa LFA 2007 2015 2045 7,0 7,7 0,7 SE

Biomassa LFA 2007 2013 2028 11,7 15,0 3,3 SE

Biomassa LFA 2007 2013 2028 5,9 8,3 2,4 SE

Biomassa LFA 2007 2013 2028 6,3 21,2 14,9 SE

Biomassa LFA 2007 2013 2028 35,0 36,0 1,0 SE

Biomassa LFA 2007 2013 2028 15,0 37,6 22,6 SE

Biomassa LFA 2007 2013 2028 0,9 19,0 18,1 SE

Biomassa LFA 2007 2012 2027 18,4 24,4 6,0 SE

Biomassa LFA 2007 2012 2027 5,8 19,1 13,3 SE

Biomassa LFA 2007 2015 2030 18,7 26,7 8,0 SE

Biomassa LFA 2007 2015 2030 33,4 51,0 17,6 SE

Biomassa LER 2008 2015 2030 10,0 22,5 12,5 SE

Biomassa LER 2008 2013 2033 14,0 15,0 1,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 6,8 6,8 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 7,9 8,0 0,1 S

Biomassa LER 2008 2013 2033 14,5 15,5 1,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 15,2 15,2 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 15,0 16,1 1,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 8,4 8,4 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 8,1 9,7 1,6 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,5 13,5 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 12,7 12,7 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 15,0 15,7 0,7 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 15,8 16,4 0,6 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 15,2 15,6 0,4 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 15,0 15,0 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 10,1 10,1 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,9 15,5 1,6 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 14,7 16,1 1,4 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 15,3 17,5 2,2 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,9 13,9 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 10,1 10,1 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2043 1,1 10,6 9,5 S

Biomassa LER 2008 2013 2043 0,6 6,4 5,8 SE

Biomassa LER 2008 2013 2043 1,1 11,1 10,0 S

Biomassa LER 2008 2013 2043 2,2 21,6 19,4 SE

Biomassa LER 2008 2013 2043 1,3 12,7 11,4 SE

Biomassa LER 2008 2013 2033 11,2 11,2 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,2 13,2 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 12,8 12,8 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 12,5 12,5 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 14,0 14,0 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,6 13,7 0,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 14,4 14,4 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 14,3 14,3 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,5 13,6 0,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 12,2 12,2 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,2 13,5 0,3 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 12,5 12,6 0,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 9,8 9,8 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 61,4 61,4 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,1 13,1 0,0 S

Biomassa LER 2008 2013 2033 12,9 12,9 0,0 S

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,0 13,0 0,0 S

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,7 13,7 0,0 S

Biomassa LER 2008 2013 2033 5,7 6,3 0,6 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 14,9 15,3 0,4 NE

67

Biomassa LER 2008 2013 2033 14,0 14,6 0,6 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 9,1 10,1 1,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 10,3 10,5 0,2 S

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,7 13,7 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 12,3 12,9 0,6 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 11,0 11,2 0,2 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 11,1 11,2 0,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,8 13,9 0,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 11,8 11,9 0,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,8 13,9 0,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 12,8 12,8 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,6 13,7 0,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 9,3 9,8 0,5 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 7,5 7,6 0,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 9,7 9,8 0,1 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 22,3 36,5 14,2 SE

Biomassa LER 2008 2013 2033 13,1 13,1 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 4,2 4,2 0,0 S

Biomassa LER 2008 2013 2033 14,0 14,0 0,0 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 10,1 10,3 0,2 NE

Biomassa LER 2008 2013 2033 8,9 8,9 0,0 S

Biomassa LEN 2008 2013 2033 8,0 8,0 0,0 S

PCH LEN 2009 2013 2033 9,5 9,5 0,0 S

Biomassa LEN 2009 2013 2033 13,2 14,0 0,8 NE

Biomassa LEE 2009 2013 2033 12,6 14,2 1,6 NE

Eólica LER 2009 2013 2033 11,8 14,1 2,3 NE

Eólica LER 2009 2013 2033 11,2 14,0 2,8 NE

Eólica LER 2009 2013 2033 10,9 12,4 1,5 NE

Eólica LER 2009 2013 2033 13,5 13,5 0,0 NE

Eólica LER 2009 2013 2033 13,1 13,1 0,0 NE

Eólica LER 2009 2013 2033 14,1 14,1 0,0 NE

Eólica LER 2009 2013 2043 16,5 16,5 0,0 SE

Eólica LER 2009 2013 2043 5,2 5,2 0,0 S

Eólica LER 2009 2011 2012 1,0 17,0 16,0 SE

Eólica LER 2009 2014 2033 9,0 10,0 1,0 SE

Eólica LER 2009 2015 2033 6,0 20,0 14,0 SE

Eólica LER 2009 2014 2035 1,0 33,1 32,1 SE

Eólica LER 2009 2014 2035 6,0 6,0 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 10,5 10,5 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,5 13,5 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,7 13,7 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 15,5 15,5 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,6 13,6 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 8,2 8,2 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 14,5 14,5 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,7 13,7 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,2 13,2 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 9,0 9,0 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 10,6 10,6 0,0 S

Eólica LER 2009 2014 2035 13,2 13,2 0,0 S

Eólica LER 2009 2014 2035 12,9 12,9 0,0 S

Eólica LER 2009 2014 2035 13,8 13,8 0,0 S

Eólica LER 2009 2014 2035 9,0 9,0 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 11,5 11,5 0,0 S

Eólica LER 2009 2014 2035 10,4 11,1 0,7 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 7,1 7,7 0,6 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 12,8 13,4 0,6 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 7,6 8,1 0,5 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 15,0 25,5 10,5 SE

Eólica LER 2009 2014 2035 4,0 12,8 8,8 SE

Eólica LER 2009 2014 2035 12,0 12,8 0,8 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,5 13,5 0,0 NE

68

Eólica LER 2009 2014 2035 0,1 18,8 18,7 SE

Eólica LER 2009 2014 2035 0,1 16,2 16,1 SE

Eólica LER 2009 2014 2035 16,0 16,0 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 15,7 15,7 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 7,3 19,7 12,4 SE

Eólica LER 2009 2014 2035 10,8 34,4 23,6 SE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,5 13,5 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,2 13,2 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 14,6 14,6 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,4 13,4 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,8 16,3 2,5 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,1 13,1 0,0 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 13,9 14,4 0,5 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 14,8 15,3 0,5 NE

Eólica LER 2009 2014 2035 14,3 14,3 0,0 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 15,9 15,9 0,0 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 16,3 16,3 0,0 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 16,3 16,3 0,0 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 6,2 6,7 0,5 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 14,4 14,8 0,4 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 14,0 14,4 0,4 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 13,9 14,3 0,4 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 13,3 13,7 0,4 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 9,9 9,9 0,0 S

Eólica LER 2009 2016 2036 12,4 12,4 0,0 S

Eólica LER 2009 2016 2036 9,5 9,5 0,0 S

Eólica LER 2009 2016 2036 8,8 8,8 0,0 S

Eólica LER 2009 2016 2036 15,5 15,5 0,0 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 15,5 15,5 0,0 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 9,7 9,7 0,0 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 9,0 9,0 0,0 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 13,6 13,6 0,0 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 14,0 14,0 0,0 NE

Eólica LER 2009 2016 2036 9,5 9,5 0,0 NE

PCH LEN 2010 2016 2036 8,7 9,9 1,2 NE

PCH LEN 2010 2016 2036 6,4 7,3 0,9 NE

PCH LEN 2010 2016 2036 11,7 14,1 2,4 NE

PCH LEN 2010 2016 2036 7,9 9,0 1,1 NE

Biomassa LER 2010 2016 2036 5,1 5,8 0,7 NE

Biomassa LER 2010 2016 2036 8,7 9,9 1,2 NE

Biomassa LER 2010 2016 2036 15,0 15,0 0,0 NE

Biomassa LER 2010 2016 2036 11,2 12,8 1,6 NE

Biomassa LER 2010 2016 2036 11,0 11,0 0,0 S

Biomassa LER 2010 2016 2036 12,2 13,9 1,7 NE

Biomassa LER 2010 2016 2036 7,5 8,5 1,0 NE

Biomassa LER 2010 2016 2036 8,2 9,3 1,1 NE

Biomassa LER 2010 2016 2036 12,7 15,7 3,0 NE

Biomassa LER 2010 2016 2036 1,0 5,4 4,4 SE

Biomassa LER 2010 2016 2036 20,0 37,7 17,7 SE

Eólica LER 2010 2016 2036 13,5 14,6 1,1 NE

Eólica LER 2010 2016 2036 9,3 9,6 0,3 NE

Eólica LER 2010 2016 2036 13,5 14,6 1,1 NE

Eólica LER 2010 2016 2036 12,1 13,1 1,0 NE

Eólica LER 2010 2016 2036 11,4 13,3 1,9 NE

Eólica LER 2010 2016 2036 13,5 16,0 2,5 NE

Eólica LER 2010 2016 2036 15,1 15,3 0,2 NE

Eólica LER 2010 2017 2037 16,6 16,6 0,0 NE

Eólica LER 2010 2017 2037 17,0 17,0 0,0 NE

Eólica LER 2010 2017 2037 16,6 16,6 0,0 NE

Eólica LER 2010 2017 2037 16,7 16,7 0,0 NE

Eólica LER 2010 2017 2037 16,7 16,7 0,0 NE

Eólica LER 2010 2017 2037 16,4 16,4 0,0 NE

69

Eólica LER 2010 2017 2037 16,0 16,2 0,2 NE

Eólica LER 2010 2017 2037 13,9 13,9 0,0 NE

Eólica LER 2010 2017 2037 11,5 11,5 0,0 S

Eólica LER 2010 2017 2037 10,2 10,6 0,4 NE

Eólica LER 2010 2015 2035 14,6 14,6 0,0 NE

Eólica LER 2010 2015 2035 10,1 10,1 0,0 NE

Eólica LER 2010 2015 2035 8,9 8,9 0,0 NE

PCH LFA 2010 2015 2035 11,9 12,1 0,2 NE

PCH LFA 2010 2015 2035 10,8 10,9 0,1 NE

PCH LFA 2010 2015 2035 12,2 12,4 0,2 NE

PCH LFA 2010 2015 2035 14,7 14,7 0,0 NE

PCH LFA 2010 2015 2035 16,1 16,7 0,6 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 15,5 16,1 0,6 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 2,6 3,1 0,5 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 4,9 5,1 0,2 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 1,9 2,2 0,3 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 5,1 5,1 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 4,7 4,7 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 4,6 4,6 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 4,2 4,2 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 3,7 4,2 0,5 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 7,9 8,1 0,2 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 4,8 5,0 0,2 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 6,4 7,2 0,8 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 10,1 11,0 0,9 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 6,4 7,7 1,3 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 9,2 9,5 0,3 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 9,1 9,4 0,3 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 7,1 7,3 0,2 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 7,1 7,5 0,4 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 9,8 10,1 0,3 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 6,9 7,1 0,2 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 5,4 5,6 0,2 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 10,7 11,0 0,3 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 11,4 11,5 0,1 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 12,5 12,7 0,2 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 10,1 10,1 0,0 S

Eólica LFA 2010 2015 2035 5,4 5,4 0,0 S

Eólica LFA 2010 2015 2035 6,5 6,5 0,0 S

Eólica LFA 2010 2015 2035 5,6 5,6 0,0 S

Eólica LFA 2010 2015 2035 11,0 11,0 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 6,9 6,9 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 3,9 3,9 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 9,7 9,7 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 4,5 4,5 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 9,5 9,5 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 10,1 10,1 0,0 NE

Biomassa LFA 2010 2015 2035 7,4 7,4 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 10,7 10,7 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 6,6 6,6 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 14,7 14,7 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 14,4 14,4 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 14,0 14,0 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 15,0 15,0 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 15,1 15,1 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 14,9 14,9 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 14,3 14,8 0,5 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 13,2 15,8 2,6 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 15,1 15,1 0,0 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 15,6 15,7 0,1 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 13,6 16,0 2,4 NE

Eólica LFA 2010 2015 2035 14,1 16,0 1,9 NE

70

Eólica LFA 2010 2015 2035 15,3 16,9 1,6 NE

PCH LER 2010 2015 2035 13,4 16,0 2,6 NE

PCH LER 2010 2015 2035 14,7 14,9 0,2 NE

Biomassa LEE 2010 2015 2035 15,0 16,2 1,2 NE

Biomassa LEN 2011 2015 2035 15,3 17,4 2,1 NE

Biomassa LEN 2011 2015 2035 16,0 16,2 0,2 NE

Biomassa LER 2011 2015 2035 15,9 16,6 0,7 NE

Eólica LER 2011 2015 2035 16,7 16,7 0,0 NE

Eólica LER 2011 2018 2048 13,1 16,9 3,8 SE

Eólica LER 2011 2018 2048 9,5 9,5 0,0 S

Eólica LER 2011 2018 2048 13,6 13,6 0,0 SE

Eólica LER 2011 2018 2048 9,1 9,1 0,0 SE

Eólica LER 2011 2018 2048 0,5 10,8 10,3 S

Eólica LER 2011 2018 2048 2,6 2,6 0,0 NE

Eólica LER 2011 2018 2048 12,7 13,1 0,4 SE

Eólica LER 2011 2018 2048 16,7 16,7 0,0 SE

Eólica LER 2011 2018 2043 10,0 13,3 3,3 SE

Eólica LER 2011 2018 2043 119,1 119,1 0,0 NE

Eólica LER 2011 2018 2043 122,1 122,1 0,0 NE

Eólica LER 2011 2018 2043 19,0 23,8 4,8 SE

Eólica LER 2011 2018 2043 52,2 52,2 0,0 SE

Eólica LER 2011 2018 2043 15,2 15,2 0,0 SE

Eólica LER 2011 2018 2043 15,3 17,0 1,7 SE

Eólica LER 2011 2018 2043 10,6 15,0 4,4 SE

Eólica LER 2011 2018 2043 11,3 16,0 4,7 SE

Eólica LER 2011 2016 2046 2,8 3,9 1,1 S

Eólica LER 2011 2016 2046 3,9 4,0 0,1 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 5,5 7,8 2,3 S

Biomassa LER 2011 2016 2046 8,3 11,8 3,5 S

Biomassa LER 2011 2016 2046 12,2 12,2 0,0 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 9,9 9,9 0,0 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 11,0 11,0 0,0 NE

Biomassa LER 2011 2016 2046 10,5 10,5 0,0 NE

Biomassa LER 2011 2016 2046 9,2 9,6 0,4 S

Eólica LER 2011 2016 2046 7,1 7,1 0,0 S

Eólica LER 2011 2016 2046 8,2 8,5 0,3 S

Biomassa LER 2011 2016 2046 2,1 3,0 0,9 S

Biomassa LER 2011 2016 2046 7,3 8,5 1,2 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 4,7 4,9 0,2 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 13,5 16,9 3,4 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 13,0 15,4 2,4 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 7,6 8,5 0,9 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 9,4 12,1 2,7 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 15,5 15,9 0,4 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 2,9 2,9 0,0 S

Eólica LER 2011 2016 2046 14,7 14,7 0,0 NE

Eólica LER 2011 2016 2046 13,4 14,3 0,9 NE

Eólica LEN 2011 2016 2046 14,2 14,2 0,0 NE

Eólica LEN 2011 2016 2046 14,1 14,1 0,0 NE

Eólica LEN 2011 2016 2046 14,8 14,8 0,0 NE

Eólica LEN 2011 2016 2046 14,0 15,6 1,6 NE

Eólica LEN 2011 2016 2046 15,4 15,7 0,3 NE

Eólica LEN 2011 2016 2046 13,4 16,2 2,8 NE

Eólica LEN 2011 2016 2046 6,5 9,2 2,7 S

Eólica LEN 2011 2016 2046 2,4 3,3 0,9 S

Eólica LEN 2011 2016 2046 4,9 7,0 2,1 S

Eólica LEN 2011 2016 2046 5,6 7,9 2,3 S

Eólica LEN 2011 2016 2046 4,2 5,9 1,7 S

Eólica LEN 2011 2016 2046 5,9 8,3 2,4 S

Eólica LEN 2011 2016 2046 5,8 8,2 2,4 S

Eólica LEN 2011 2016 2046 3,0 4,2 1,2 S

Eólica LEN 2011 2016 2046 4,7 6,7 2,0 S

71

Eólica LEN 2011 2016 2046 4,1 5,8 1,7 S

Eólica LEN 2011 2016 2046 6,8 9,7 2,9 S

Eólica LEN 2011 2018 2048 6,0 11,4 5,4 SE

Eólica LEN 2011 2018 2048 10,4 10,4 0,0 S

Eólica LEN 2011 2018 2048 11,7 13,8 2,1 S

Eólica LEN 2011 2018 2048 9,3 9,9 0,6 S

Eólica LEN 2011 2018 2048 6,7 8,9 2,2 SE

Eólica LEN 2011 2018 2048 3,2 3,4 0,2 S

Eólica LEN 2011 2018 2048 1,1 4,5 3,4 S

Eólica LEN 2011 2018 2048 1,1 4,4 3,3 S

Eólica LEN 2011 2018 2048 1,2 6,1 4,9 SE

Eólica LEN 2011 2018 2048 11,7 11,7 0,0 SE

Eólica LEN 2011 2018 2048 2,3 2,3 0,0 S

Eólica LEN 2011 2018 2048 13,9 14,0 0,1 SE

Eólica LEN 2011 2018 2048 14,1 14,2 0,1 SE

Eólica LEN 2011 2018 2048 14,0 14,1 0,1 SE

Eólica LEN 2011 2018 2048 2,5 6,6 4,1 SE

Biomassa LEN 2011 2018 2048 7,0 12,9 5,9 SE

Biomassa LEN 2011 2018 2043 14,9 14,9 0,0 NE

Eólica LEN 2011 2018 2043 22,8 23,1 0,3 SE

Eólica LEN 2011 2018 2043 10,5 13,9 3,4 SE

Eólica LEN 2011 2018 2043 20,4 20,4 0,0 SE

Eólica LEN 2011 2018 2043 15,6 22,2 6,6 SE

Eólica LEN 2011 2018 2038 9,8 10,7 0,9 NE

Eólica LEN 2011 2018 2038 5,2 5,7 0,5 NE

Eólica LEN 2011 2018 2038 9,8 10,7 0,9 NE

Eólica LEN 2012 2018 2038 10,4 11,2 0,8 NE

Eólica LEN 2012 2018 2038 8,6 9,4 0,8 NE

Eólica LEN 2012 2018 2038 9,7 9,7 0,0 S

Eólica LEN 2012 2018 2038 12,3 12,3 0,0 S

Eólica LEN 2012 2018 2038 4,3 4,3 0,0 S

Eólica LEN 2012 2018 2038 6,9 6,9 0,0 S

Eólica LEN 2012 2018 2038 6,0 6,0 0,0 S

Eólica LEN 2012 2018 2038 7,9 7,9 0,0 S

Eólica LEN 2012 2018 2038 5,8 5,8 0,0 S

Eólica LEN 2012 2018 2038 6,0 6,0 0,0 S

Eólica LER 2013 2018 2038 3,4 3,4 0,0 S

Eólica LER 2013 2018 2038 3,3 3,3 0,0 S

Eólica LER 2013 2018 2038 12,5 12,9 0,4 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 7,8 7,8 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 9,3 9,8 0,5 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 6,0 6,0 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 4,3 4,3 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 9,2 9,6 0,4 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 6,5 6,5 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,1 14,0 1,9 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,2 14,2 2,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,7 14,7 2,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,7 13,6 1,9 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 13,1 15,2 2,1 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 13,9 16,1 2,2 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,4 14,4 2,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,7 14,7 2,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,9 15,0 2,1 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,9 13,8 1,9 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,5 11,5 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 13,8 13,8 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,5 11,5 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 13,9 13,9 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 13,2 13,2 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 8,9 8,9 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,3 11,3 0,0 NE

72

Eólica LER 2013 2018 2038 11,4 11,9 0,5 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,6 12,4 0,8 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 7,1 7,1 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 5,5 5,5 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 13,6 13,6 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,5 12,5 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 14,1 14,5 0,4 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 10,4 10,7 0,3 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 7,2 7,4 0,2 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,7 12,0 0,3 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 10,0 10,3 0,3 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,9 12,2 0,3 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 9,4 9,6 0,2 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,7 14,1 1,4 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 4,2 4,4 0,2 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 13,9 14,3 0,4 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 9,8 10,1 0,3 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 9,7 9,9 0,2 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 9,3 9,5 0,2 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,3 11,6 0,3 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,3 11,7 0,4 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,5 12,8 0,3 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 8,6 8,8 0,2 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 10,5 10,5 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 13,6 15,0 1,4 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 9,0 9,0 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 7,2 8,0 0,8 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 13,3 13,3 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,1 12,1 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 12,7 12,7 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,0 14,8 3,8 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 7,4 8,4 1,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,2 12,6 1,4 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 9,1 10,3 1,2 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 8,2 8,2 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 13,3 15,7 2,4 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 14,9 16,4 1,5 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 8,2 8,4 0,2 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 8,8 8,8 0,0 NE

Eólica LER 2013 2018 2038 11,6 16,5 4,9 NE

PCH LEN 2013 2018 2038 11,4 15,4 4,0 NE

PCH LEN 2013 2018 2038 12,6 15,6 3,0 NE

PCH LEN 2013 2018 2038 13,5 14,8 1,3 NE

PCH LEN 2013 2018 2038 12,6 13,0 0,4 NE

PCH LEN 2013 2018 2038 12,5 12,8 0,3 NE

PCH LEN 2013 2018 2038 12,2 12,5 0,3 NE

PCH LEN 2013 2018 2038 9,4 13,4 4,0 NE

PCH LEN 2013 2018 2038 8,9 12,7 3,8 NE

Biomassa LEN 2013 2018 2038 12,7 13,1 0,4 NE

Biomassa LEN 2013 2018 2038 5,3 5,5 0,2 NE

Biomassa LEN 2013 2018 2038 12,9 13,3 0,4 NE

Biomassa LEN 2013 2018 2038 9,9 14,2 4,3 NE

Biomassa LEN 2013 2018 2038 7,5 10,7 3,2 NE

Biomassa LEN 2013 2018 2038 8,3 11,9 3,6 NE

Biomassa LEN 2013 2018 2038 10,5 14,8 4,3 NE

Biomassa LEN 2013 2018 2038 11,8 14,2 2,4 NE

Biomassa LEN 2013 2018 2038 10,6 14,0 3,4 NE

Eólica LEN 2013 2018 2038 10,5 13,9 3,4 NE

Eólica LEN 2013 2014 2019 1,0 10,0 9,0 SE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,6 9,6 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 10,8 10,8 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 13,9 13,9 0,0 NE

73

Eólica LEN 2013 2017 2037 14,7 14,7 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,4 9,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 17,2 17,2 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 12,9 12,9 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 18,5 18,5 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,4 11,1 1,7 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 12,3 15,3 3,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 10,7 12,2 1,5 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,3 10,9 1,6 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,1 10,2 1,1 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 15,3 15,3 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 14,2 14,2 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 14,5 14,5 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 14,6 14,6 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 15,7 15,7 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 13,3 13,3 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 10,7 10,7 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,5 9,5 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 6,7 6,9 0,2 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 5,9 5,9 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2017 2037 5,9 5,9 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2017 2037 5,9 5,9 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2017 2037 5,9 5,9 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2017 2037 8,4 8,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 8,4 8,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 8,4 8,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 8,4 8,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 8,4 8,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 8,4 8,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 8,4 8,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 1,8 1,8 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2017 2037 7,3 7,3 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 7,1 7,1 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 5,9 5,9 0,0 SE

PCH LEN 2013 2017 2037 5,9 5,9 0,0 SE

PCH LEN 2013 2017 2037 5,9 5,9 0,0 SE

PCH LEN 2013 2017 2037 5,9 5,9 0,0 SE

PCH LEN 2013 2017 2037 5,9 5,9 0,0 SE

PCH LEN 2013 2017 2037 7,7 7,7 0,0 NE

PCH LEN 2013 2017 2037 6,6 6,6 0,0 NE

PCH LEN 2013 2017 2037 6,6 6,6 0,0 NE

PCH LEN 2013 2017 2037 6,6 6,6 0,0 NE

PCH LEN 2013 2017 2037 6,5 6,5 0,0 NE

PCH LEN 2013 2017 2037 6,5 6,5 0,0 NE

PCH LEN 2013 2017 2037 6,5 6,5 0,0 NE

PCH LEN 2013 2017 2037 2,3 2,3 0,0 NE

PCH LEN 2013 2017 2037 6,0 6,0 0,0 SE

PCH LEN 2013 2017 2037 6,0 6,0 0,0 SE

PCH LEN 2013 2017 2037 6,0 6,0 0,0 SE

PCH LEN 2013 2017 2037 5,9 5,9 0,0 NE

Biomassa LEN 2013 2017 2037 13,1 13,1 0,0 NE

Biomassa LEN 2013 2017 2037 11,6 11,6 0,0 NE

Biomassa LEN 2013 2017 2037 9,0 9,0 0,0 NE

Biomassa LEN 2013 2017 2037 13,5 13,5 0,0 NE

Biomassa LEN 2013 2017 2037 7,7 7,7 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 7,9 7,9 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 11,7 11,7 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 13,2 13,2 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 10,8 10,8 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 11,0 11,0 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 10,1 10,1 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,6 9,6 0,0 NE

74

Eólica LEN 2013 2017 2037 8,3 8,3 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,1 9,1 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 10,3 10,3 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 12,0 12,0 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 10,6 10,6 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 11,3 11,5 0,2 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 13,6 13,6 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 13,6 13,6 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 13,6 13,6 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 11,6 11,6 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 11,0 11,0 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 6,5 6,5 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,2 9,2 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 5,2 5,2 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 14,2 14,2 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 13,6 13,6 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 15,2 15,2 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,2 9,2 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2049 6,2 6,2 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2019 2049 9,0 10,9 1,9 SE

Eólica LEN 2013 2019 2049 8,5 8,5 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2019 2044 43,0 59,8 16,8 SE

Eólica LEN 2013 2019 2044 6,4 6,4 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2019 2044 8,0 11,4 3,4 SE

Eólica LEN 2013 2019 2044 4,0 5,6 1,6 SE

Eólica LEN 2013 2019 2044 18,5 26,1 7,6 SE

Eólica LEN 2013 2019 2044 9,8 12,4 2,6 SE

Eólica LEN 2013 2019 2044 110,0 135,1 25,1 SE

Eólica LEN 2013 2019 2044 110,0 135,1 25,1 SE

Eólica LEN 2013 2019 2039 14,2 14,2 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 11,3 11,3 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 13,5 13,5 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 12,9 12,9 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 10,3 10,3 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 11,9 11,9 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 13,8 13,8 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 4,5 4,5 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 11,5 11,5 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 9,4 9,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 13,8 13,8 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 13,4 13,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 13,8 13,8 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 14,1 14,1 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 14,1 14,1 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 13,4 13,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 11,4 11,7 0,3 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 11,8 12,1 0,3 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 10,3 10,6 0,3 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 7,1 7,3 0,2 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 7,5 7,7 0,2 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 9,7 9,7 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 10,0 10,0 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 9,6 9,6 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 8,7 8,7 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 8,4 8,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 8,4 8,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 9,0 12,8 3,8 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 9,2 13,1 3,9 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 9,8 13,9 4,1 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 9,7 13,8 4,1 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 16,1 17,1 1,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 17,2 18,6 1,4 NE

75

Eólica LEN 2013 2019 2039 15,5 16,4 0,9 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 14,4 14,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2019 2039 15,4 15,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2016 2036 5,2 34,4 29,2 SE

Eólica LEN 2013 2016 2036 5,6 14,1 8,5 SE

Eólica LEN 2013 2016 2036 3,5 14,4 10,9 SE

Eólica LEN 2013 2016 2036 9,3 14,4 5,1 SE

Eólica LEN 2013 2016 2036 6,7 7,9 1,2 SE

Eólica LEN 2013 2016 2036 10,0 13,2 3,2 SE

Eólica LEN 2013 2016 2036 9,4 9,4 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2016 2036 17,5 26,8 9,3 SE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,9 14,1 4,2 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 10,0 14,2 4,2 NE

Eólica LEN 2013 2017 2037 9,8 14,0 4,2 NE

Eólica LEN 2013 2020 2050 16,5 18,4 1,9 SE

Eólica LEN 2013 2020 2050 14,0 14,4 0,4 SE

Eólica LEN 2013 2020 2050 13,5 13,7 0,2 S

Eólica LEN 2013 2020 2050 1,2 1,3 0,1 SE

Eólica LEN 2013 2020 2050 19,2 19,7 0,5 SE

Eólica LEN 2013 2020 2050 13,4 13,8 0,4 SE

Eólica LEN 2013 2020 2050 14,1 14,5 0,4 S

Eólica LEN 2013 2020 2050 1,0 5,3 4,3 S

Eólica LEN 2013 2020 2045 41,4 41,4 0,0 NE

Eólica LEN 2013 2020 2045 6,2 6,2 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2020 2045 30,9 30,9 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2018 2048 4,6 5,1 0,5 S

Eólica LEN 2013 2018 2048 7,1 7,1 0,0 SE

Eólica LEN 2013 2018 2048 4,6 4,7 0,1 SE

Biomassa LEE 2014 2018 2048 4,9 5,0 0,1 SE

Eólica LEN 2014 2018 2048 2,3 3,3 1,0 S

Eólica LEN 2014 2018 2048 6,5 6,5 0,0 SE

Eólica LEN 2014 2018 2048 3,1 3,5 0,4 S

Eólica LEN 2014 2018 2038 14,5 14,5 0,0 SE

Eólica LEN 2014 2018 2038 6,2 6,8 0,6 S

Eólica LEN 2014 2018 2038 9,9 10,2 0,3 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 12,8 13,1 0,3 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 12,8 13,1 0,3 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 13,5 13,8 0,3 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 12,4 12,7 0,3 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 12,7 13,0 0,3 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 12,8 13,1 0,3 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 13,2 13,5 0,3 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 9,7 10,0 0,3 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 12,8 13,2 0,4 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 8,6 8,8 0,2 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 13,6 14,0 0,4 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 14,5 16,0 1,5 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 13,1 14,6 1,5 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 13,7 14,0 0,3 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 12,4 14,1 1,7 NE

SOLAR LER 2014 2018 2038 13,2 15,6 2,4 NE

SOLAR LER 2014 2018 2038 11,6 13,7 2,1 NE

SOLAR LER 2014 2018 2038 14,5 15,6 1,1 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 6,7 6,7 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,6 8,8 0,2 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 6,7 6,9 0,2 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 3,7 3,7 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 9,2 9,2 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 6,1 6,1 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 9,2 9,2 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,7 8,7 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,7 8,7 0,0 NE

76

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,8 8,8 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,8 8,8 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,8 8,8 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,8 8,8 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,8 8,8 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,8 8,8 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,8 8,8 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,4 8,4 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,4 8,4 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 6,7 6,7 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,4 8,4 0,0 SE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,4 8,4 0,0 SE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,4 8,4 0,0 SE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,4 8,4 0,0 SE

SOLAR LER 2014 2017 2037 8,4 8,4 0,0 SE

SOLAR LER 2014 2017 2037 7,8 7,8 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 7,8 7,8 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 1,2 1,2 0,0 NE

SOLAR LER 2014 2017 2037 7,5 7,5 0,0 NE

Eólica LER 2014 2017 2037 7,5 7,5 0,0 NE

Eólica LER 2014 2017 2037 5,0 5,0 0,0 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 9,7 9,7 0,0 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 13,1 13,1 0,0 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 14,5 14,5 0,0 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 13,2 13,4 0,2 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 13,4 13,4 0,0 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 13,5 16,1 2,6 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 10,8 13,2 2,4 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 12,8 14,4 1,6 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 12,6 14,1 1,5 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 11,8 13,2 1,4 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 14,4 15,2 0,8 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 12,7 14,1 1,4 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 12,0 15,5 3,5 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 13,1 15,8 2,7 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 12,2 15,3 3,1 N

Eólica LER 2014 2018 2038 15,2 15,4 0,2 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 13,9 14,1 0,2 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 15,2 15,4 0,2 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 14,2 14,4 0,2 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 14,3 14,5 0,2 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 7,1 7,1 0,0 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 5,4 5,4 0,0 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 5,4 5,4 0,0 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 5,4 5,4 0,0 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 6,3 7,0 0,7 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 1,3 1,3 0,0 SE

Eólica LER 2014 2018 2038 8,7 8,7 0,0 NE

Eólica LER 2014 2018 2038 8,2 8,2 0,0 SE

Eólica LER 2014 2018 2038 9,2 9,2 0,0 NE

PCH LEN 2014 2018 2038 8,7 8,7 0,0 NE

PCH LEN 2014 2018 2038 8,2 8,2 0,0 SE

PCH LEN 2014 2018 2038 8,7 8,7 0,0 NE

Biomassa LEN 2014 2018 2038 8,7 8,7 0,0 NE

Biomassa LEN 2014 2018 2038 8,4 8,4 0,0 SE

Biomassa LEN 2014 2018 2038 8,5 8,5 0,0 SE

Biomassa LEN 2014 2018 2038 8,5 8,5 0,0 SE

Biomassa LEN 2014 2018 2038 8,4 8,4 0,0 SE

Biomassa LEN 2014 2018 2038 8,4 8,4 0,0 SE

Biomassa LEN 2014 2018 2038 8,5 8,5 0,0 SE

Biomassa LEN 2014 2018 2038 8,5 8,5 0,0 SE

Eólica LEN 2014 2018 2038 7,8 7,8 0,0 NE

77

Eólica LEN 2014 2018 2038 9,4 9,4 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 9,4 9,4 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 6,3 6,3 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 5,3 5,3 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 5,3 5,3 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 5,3 5,3 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 8,7 8,7 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 8,7 8,7 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 8,7 8,7 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 8,7 8,7 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 6,2 6,2 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2018 2038 5,0 5,0 0,0 NE

Eólica LEN 2014 2016 2018 15,0 30,0 15,0 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 10,0 30,0 20,0 N

Eólica LEN 2014 2016 2018 10,0 30,0 20,0 S

Eólica LEN 2014 2016 2018 10,0 30,0 20,0 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 17,0 30,0 13,0 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 6,0 30,0 24,0 S

Eólica LEN 2014 2016 2018 10,0 30,0 20,0 N

Eólica LEN 2014 2016 2018 10,0 30,0 20,0 S

Eólica LEN 2014 2016 2018 10,0 30,0 20,0 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 10,0 30,0 20,0 S

Eólica LEN 2014 2016 2018 10,0 30,0 20,0 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 10,0 30,0 20,0 N

Eólica LEN 2014 2016 2018 25,0 30,0 5,0 S

Eólica LEN 2014 2016 2018 5,0 30,0 25,0 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 15,0 30,0 15,0 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 18,0 30,0 12,0 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 30,0 30,0 0,0 N

Eólica LEN 2014 2016 2018 10,0 30,0 20,0 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 25,0 30,0 5,0 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 30,0 30,0 0,0 S

Eólica LEN 2014 2016 2018 6,0 17,3 11,3 SE

Eólica LEN 2014 2016 2018 18,0 96,9 78,9 N

Eólica LEN 2014 2016 2017 15,0 15,0 0,0 SE

Biomassa LFA 2015 2016 2017 4,0 4,0 0,0 S

Biomassa LFA 2015 2016 2017 8,0 8,0 0,0 S

Biomassa LFA 2015 2016 2017 8,0 8,0 0,0 S

Biomassa LFA 2015 2016 2017 2,0 2,0 0,0 S

Biomassa LFA 2015 2016 2017 6,0 6,0 0,0 SE

Biomassa LFA 2015 2016 2017 12,0 12,0 0,0 SE

Biomassa LFA 2015 2016 2017 9,0 9,0 0,0 SE

Biomassa LFA 2015 2016 2017 8,0 8,0 0,0 SE

Eólica LFA 2015 2016 2017 5,0 5,0 0,0 SE

Eólica LFA 2015 2016 2017 6,0 6,0 0,0 SE

Eólica LFA 2015 2016 2017 5,0 5,0 0,0 SE

PCH LEN 2015 2016 2017 1,0 1,0 0,0 SE

PCH LEN 2015 2016 2017 1,0 1,0 0,0 SE

PCH LEN 2015 2016 2017 5,0 5,0 0,0 SE

PCH LEN 2015 2016 2017 2,0 2,0 0,0 SE

PCH LEN 2015 2016 2017 3,0 3,0 0,0 SE

PCH LEN 2015 2016 2017 30,0 30,0 0,0 N

PCH LEN 2015 2016 2017 4,0 4,0 0,0 SE

PCH LEN 2015 2016 2017 2,0 2,0 0,0 SE

Biomassa LEN 2015 2021 2051 1,9 1,9 0,0 S

Biomassa LEN 2015 2021 2051 7,5 7,6 0,1 S

Biomassa LEN 2015 2021 2051 5,9 6,0 0,1 N

PCH LEN 2015 2021 2051 5,0 6,2 1,2 S

PCH LEN 2015 2021 2051 1,7 2,5 0,8 S

PCH LEN 2015 2021 2051 1,5 6,1 4,6 S

PCH LEN 2015 2021 2051 3,0 6,8 3,8 S

PCH LEN 2015 2021 2051 4,2 17,9 13,7 SE

78

PCH LEN 2015 2021 2051 4,9 5,0 0,0 SE

PCH LEN 2015 2021 2051 3,5 3,6 0,1 S

Biomassa LEN 2015 2021 2051 9,0 9,4 0,4 SE

Biomassa LEN 2015 2021 2051 5,6 6,4 0,8 SE

Eólica LEN 2015 2021 2051 5,9 6,6 0,7 SE

Eólica LEN 2015 2021 2051 5,3 5,3 0,0 SE

Eólica LEN 2015 2021 2051 1,8 6,6 4,8 SE

Eólica LEN 2015 2021 2051 2,3 2,9 0,6 S

Eólica LEN 2015 2021 2051 4,3 4,3 0,0 SE

Eólica LEN 2015 2021 2051 1,1 12,9 11,8 SE

Eólica LEN 2015 2021 2051 5,3 12,9 7,6 SE

Eólica LEN 2015 2021 2051 3,2 5,3 2,1 S

Eólica LEN 2015 2021 2041 11,0 13,7 2,7 SE

Eólica LEN 2015 2021 2041 38,1 43,1 5,0 SE

Eólica LEN 2015 2021 2041 2,3 2,9 0,6 SE

Eólica LEN 2015 2021 2041 5,3 26,1 20,8 SE

Eólica LEN 2015 2021 2041 3,4 4,5 1,1 SE

Eólica LEN 2015 2021 2041 13,7 18,8 5,1 SE

Eólica LEN 2015 2021 2041 7,7 7,7 0,0 SE

Eólica LEN 2015 2020 2050 28,8 3,2 -25,6 NE

Eólica LEN 2015 2020 2050 98,2 10,9 -87,3 SE

Eólica LEN 2015 2020 2050 17,0 2,3 -14,7 S

Eólica LEN 2015 2020 2050 45,2 5,0 -40,2 NE

SOLAR LER 2015 2020 2050 23,4 2,6 -20,8 S

SOLAR LER 2015 2020 2050 62,9 7,0 -55,9 SE

SOLAR LER 2015 2020 2050 8,0 0,9 -7,1 N

SOLAR LER 2015 2020 2050 169,3 18,8 -150,5 SE

SOLAR LER 2015 2020 2050 27,3 3,0 -24,3 S

SOLAR LER 2015 2020 2050 30,0 3,6 -26,4 SE

SOLAR LER 2015 2020 2050 46,7 5,2 -41,5 NE

SOLAR LER 2015 2020 2050 15,2 1,7 -13,5 S

SOLAR LER 2015 2020 2050 16,7 1,9 -14,8 S

SOLAR LER 2015 2020 2050 52,3 5,8 -46,5 SE

SOLAR LER 2015 2020 2050 64,8 7,2 -57,6 SE

SOLAR LER 2015 2020 2050 15,7 1,8 -13,9 S

SOLAR LER 2015 2020 2050 38,9 4,4 -34,5 S

SOLAR LER 2015 2020 2050 40,4 4,6 -35,8 S

SOLAR LER 2015 2020 2050 66,8 7,4 -59,4 SE

SOLAR LER 2015 2021 2051 5,0 8,6 3,6 SE

SOLAR LER 2015 2021 2041 8,6 8,6 0,0 SE

SOLAR LER 2015 2021 2041 17,7 19,2 1,5 NE

SOLAR LER 2015 2021 2041 17,9 18,8 0,9 NE

SOLAR LER 2015 2021 2041 4,0 7,9 3,9 SE

SOLAR LER 2015 2021 2041 7,9 10,2 2,3 SE

SOLAR LER 2015 2021 2041 7,9 10,2 2,3 SE

SOLAR LER 2015 2021 2041 9,9 10,2 0,3 NE

SOLAR LER 2015 2021 2041 9,9 10,2 0,3 NE

SOLAR LER 2015 2021 2041 9,9 10,2 0,3 SE

SOLAR LER 2015 2021 2041 9,9 10,2 0,3 NE

SOLAR LER 2015 2021 2041 9,9 10,2 0,3 NE

SOLAR LER 2015 2021 2041 9,9 10,2 0,3 NE

SOLAR LER 2015 2021 2041 9,9 10,2 0,3 NE

SOLAR LER 2015 2021 2041 9,9 10,2 0,3 NE

Eólica LER 2015 2021 2041 8,6 8,6 0,0 NE

Eólica LER 2015 2021 2041 8,8 8,8 0,0 NE

Eólica LER 2015 2021 2041 8,8 8,8 0,0 NE

Eólica LER 2015 2021 2041 6,8 6,8 0,0 NE

Eólica LER 2015 2021 2041 6,8 6,8 0,0 NE

Eólica LER 2015 2021 2041 6,8 6,8 0,0 NE

Eólica LER 2015 2021 2041 6,8 6,8 0,0 NE

Eólica LER 2015 2021 2041 8,9 8,9 0,0 NE

Eólica LER 2015 2021 2041 8,9 8,9 0,0 NE

79

Eólica LER 2015 2023 2053 16,4 16,4 0,0 SE

Eólica LER 2015 2023 2053 5,0 5,6 0,6 S

Eólica LER 2015 2023 2053 9,7 10,5 0,8 S

Eólica LER 2015 2023 2053 4,5 7,7 3,2 S

Eólica LER 2015 2023 2053 17,5 17,6 0,1 S

Eólica LER 2015 2023 2053 18,2 18,7 0,5 SE

Eólica LER 2015 2023 2048 11,5 13,4 1,9 SE

Eólica LER 2015 2023 2048 45,1 46,1 1,0 S

Eólica LER 2015 2023 2048 1,0 2,9 1,9 SE

Eólica LER 2015 2023 2048 14,7 14,7 0,0 SE

Eólica LER 2015 2023 2048 20,6 24,6 4,0 SE

SOLAR LER 2015 2023 2048 9,7 10,8 1,1 SE

SOLAR LER 2015 2023 2043 11,7 13,0 1,3 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 12,8 14,3 1,5 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 14,1 15,6 1,5 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 15,0 16,6 1,6 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 13,2 13,9 0,7 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 13,9 14,7 0,8 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 8,9 9,4 0,5 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 16,5 18,4 1,9 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 17,0 18,8 1,8 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 18,0 20,0 2,0 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 7,5 8,3 0,8 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 8,1 9,0 0,9 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 15,6 16,8 1,2 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 16,4 17,5 1,1 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 16,0 16,9 0,9 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 15,4 16,4 1,0 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 16,3 16,3 0,0 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 16,2 17,5 1,3 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 12,0 17,7 5,7 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 14,9 17,3 2,4 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 14,5 16,6 2,1 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 14,0 16,0 2,0 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 13,3 15,4 2,1 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 13,8 16,1 2,3 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 15,2 16,0 0,8 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 15,3 17,0 1,7 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 14,2 16,9 2,7 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 15,6 16,1 0,5 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 13,6 15,4 1,8 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 15,9 17,5 1,6 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 10,9 16,4 5,5 NE

SOLAR LER 2015 2023 2043 10,6 16,3 5,7 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 9,9 11,0 1,1 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 15,9 17,3 1,4 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 15,5 16,7 1,2 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 17,0 17,7 0,7 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 17,0 17,5 0,5 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 17,2 18,1 0,9 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 14,4 15,2 0,8 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 17,7 19,0 1,3 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 16,9 18,3 1,4 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 10,1 11,7 1,6 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 10,2 11,7 1,5 N

PCH LEE 2015 2023 2043 13,0 14,6 1,6 N

PCH LEE 2015 2023 2043 12,0 13,3 1,3 N

PCH LEE 2015 2023 2043 11,9 12,1 0,2 N

PCH LEE 2015 2023 2043 15,5 16,6 1,1 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 15,8 19,9 4,1 NE

PCH LEE 2015 2023 2043 15,4 18,8 3,4 NE

PCH LEE 2015 2018 2020 10,0 30,0 20,0 N

80

PCH LEE 2015 2018 2020 10,0 30,0 20,0 N

PCH LEE 2015 2018 2020 20,0 30,0 10,0 N

Biomassa LEE 2015 2018 2020 20,0 30,0 10,0 N

Biomassa LEE 2015 2018 2020 28,0 30,0 2,0 N

Biomassa LEE 2015 2018 2020 10,0 30,0 20,0 N

Biomassa LEE 2015 2018 2020 15,0 30,0 15,0 N

Biomassa LEE 2015 2019 2021 10,0 30,0 20,0 N

Biomassa LEE 2015 2019 2021 10,0 30,0 20,0 N

Biomassa LEE 2015 2019 2021 10,0 30,0 20,0 N

Biomassa LEE 2015 2019 2021 10,0 30,0 20,0 N

Biomassa LEE 2015 2019 2021 30,0 30,0 0,0 N

Biomassa LEE 2015 2019 2021 5,0 30,0 25,0 N

Biomassa LEE 2015 2019 2021 10,0 30,0 20,0 N

Biomassa LEE 2015 2019 2021 10,0 30,0 20,0 N

Biomassa LEE 2015 2019 2021 25,0 30,0 5,0 N

Biomassa LEE 2015 2019 2021 6,0 30,0 24,0 N

Biomassa LEE 2015 2022 2052 9,0 11,3 2,3 S

Biomassa LEE 2015 2022 2052 5,0 6,3 1,3 S

Biomassa LEE 2015 2022 2042 7,7 10,3 2,6 SE

Biomassa LEE 2015 2022 2042 9,4 24,2 14,8 SE

Biomassa LEE 2015 2022 2042 6,6 15,4 8,8 NE

Biomassa LEE 2015 2022 2042 8,0 14,9 6,9 NE

Biomassa LEE 2015 2022 2042 9,4 13,7 4,3 NE

Biomassa LEE 2015 2022 2042 9,4 13,7 4,3 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 10,0 10,2 0,2 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 10,0 10,2 0,2 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 10,0 10,2 0,2 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 10,0 10,2 0,2 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 10,0 10,2 0,2 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 10,0 10,2 0,2 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 10,0 10,2 0,2 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 10,0 10,2 0,2 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 10,0 10,2 0,2 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 6,7 8,4 1,7 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 6,7 8,4 1,7 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 6,7 8,4 1,7 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 6,7 8,4 1,7 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 6,7 8,4 1,7 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 6,7 8,4 1,7 NE

PCH LEN 2016 2022 2042 9,1 9,1 0,0 SE

PCH LEN 2016 2022 2042 9,1 9,1 0,0 SE

PCH LEN 2016 2022 2042 9,1 9,1 0,0 SE

PCH LEN 2016 2022 2042 8,4 8,4 0,0 SE

PCH LEN 2016 2022 2042 8,4 8,4 0,0 SE

Biomassa LEN 2016 2022 2042 5,5 5,5 0,0 SE

Biomassa LEN 2016 2022 2042 6,2 6,2 0,0 NE

Biomassa LEN 2016 2022 2042 6,2 6,2 0,0 NE

Biomassa LEN 2016 2022 2042 6,2 6,2 0,0 NE

Biomassa LEN 2016 2022 2042 6,2 6,2 0,0 NE

Biomassa LEN 2016 2022 2042 6,2 6,2 0,0 NE

Biomassa LEN 2016 2022 2042 5,5 5,5 0,0 NE

PCH LER 2016 2022 2042 5,5 5,5 0,0 NE

PCH LER 2016 2022 2042 6,7 6,7 0,0 NE

PCH LER 2016 2024 2054 14,7 16,6 1,9 S

PCH LER 2016 2024 2054 16,5 16,6 0,1 S

PCH LER 2016 2024 2054 5,0 5,0 0,0 SE

PCH LER 2016 2024 2054 5,4 5,5 0,1 S

PCH LER 2016 2024 2054 6,0 6,9 0,9 S

PCH LER 2016 2024 2054 2,3 2,9 0,6 S

PCH LER 2016 2024 2044 4,0 13,3 9,3 NE

PCH LER 2016 2024 2044 9,7 15,4 5,7 NE

PCH LER 2016 2024 2044 13,1 15,5 2,4 NE

81

PCH LER 2016 2024 2044 11,0 15,5 4,5 NE

PCH LER 2016 2024 2044 11,3 14,6 3,3 NE

PCH LER 2016 2024 2044 11,0 14,5 3,5 NE

PCH LER 2016 2024 2044 1,2 4,1 2,9 NE

PCH LER 2016 2024 2044 1,2 4,0 2,8 NE

PCH LER 2016 2024 2044 1,2 4,1 2,9 NE

PCH LER 2016 2024 2044 1,2 4,0 2,8 NE

PCH LER 2016 2024 2044 4,6 15,3 10,7 NE

PCH LEN 2017 2024 2044 4,5 14,9 10,4 NE

Biomassa LEN 2017 2024 2044 8,8 16,9 8,1 NE

Eólica LEN 2017 2024 2044 8,9 17,0 8,1 NE

Eólica LEN 2017 2024 2044 8,5 16,2 7,7 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 9,9 17,2 7,3 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 40,0 41,2 1,2 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 39,1 40,3 1,2 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 32,5 33,5 1,0 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 9,1 19,7 10,6 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 13,0 13,4 0,4 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 1,8 5,9 4,1 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 5,0 15,3 10,3 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 4,3 13,7 9,4 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 4,3 13,7 9,4 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 2,4 14,9 12,5 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 3,6 11,7 8,1 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 2,6 8,5 5,9 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 8,4 8,4 0,0 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 11,2 11,2 0,0 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 11,8 11,8 0,0 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 7,6 7,6 0,0 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 29,9 30,6 0,7 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 8,2 13,4 5,2 NE

SOLAR LEN 2017 2024 2044 8,3 15,7 7,4 NE

PCH LEN 2017 2024 2044 8,3 15,4 7,1 NE

PCH LEN 2017 2024 2044 8,2 16,8 8,6 NE

PCH LEN 2017 2024 2044 12,7 16,9 4,2 NE

PCH LEN 2017 2024 2044 5,9 15,3 9,4 NE

PCH LEN 2017 2024 2044 11,2 17,3 6,1 NE

PCH LEN 2017 2024 2044 11,2 12,4 1,2 NE

Biomassa LEN 2017 2024 2044 1,4 4,7 3,3 NE

Biomassa LEN 2017 2024 2044 1,4 4,8 3,4 NE

Biomassa LEN 2017 2024 2044 1,4 4,8 3,4 NE

Biomassa LEN 2017 2024 2044 1,4 4,7 3,3 NE

Biomassa LEN 2017 2024 2044 1,4 4,6 3,2 NE

Biomassa LEN 2017 2024 2044 1,2 4,0 2,8 NE

Eólica LEN 2017 2024 2044 1,2 3,9 2,7 NE

Eólica LEN 2017 2024 2044 8,4 8,4 0,0 S

Eólica LEN 2017 2024 2044 1,4 2,6 1,2 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 2,8 2,8 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 11,1 11,1 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 23,4 23,4 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 15,1 15,1 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 13,8 13,8 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 27,5 27,5 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 5,5 5,5 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 8,8 8,8 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 3,0 3,0 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 4,4 4,4 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 16,5 16,5 0,0 NE

Eólica LEN 2017 2008 2028 11,0 11,0 0,0 NE

Eólica LEN 2017 2008 2028 3,9 3,9 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 8,3 8,3 0,0 NE

Eólica LEN 2017 2008 2028 8,7 8,7 0,0 SE

82

Eólica LEN 2017 2008 2028 16,5 16,5 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 10,7 10,7 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 10,7 10,7 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 12,4 12,4 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 15,0 15,0 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 0,4 0,4 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 1,3 1,3 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 16,5 16,5 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 6,6 6,6 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 5,5 5,5 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 5,5 5,5 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 11,6 11,6 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 8,8 8,8 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 16,5 16,5 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 8,3 8,3 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 10,5 10,5 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 14,9 14,9 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 12,4 12,4 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 11,6 11,6 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 2,5 2,5 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 14,4 14,4 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 12,2 12,2 0,0 S

Eólica LEN 2017 2008 2028 16,0 16,0 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 16,5 16,5 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 9,9 9,9 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 16,5 16,5 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 16,0 16,0 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 7,2 7,2 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 5,0 5,0 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 10,9 10,9 0,0 SE

Eólica LEN 2017 2008 2028 16,5 16,5 0,0 SE

PCH LEE 2017 2008 2028 9,1 9,1 0,0 S

PCH LEE 2017 2008 2028 8,3 8,3 0,0 S

PCH LEE 2017 2008 2028 8,1 8,1 0,0 NE

PCH LEE 2017 2008 2028 6,1 6,1 0,0 NE

PCH LEE 2017 2008 2028 8,8 8,8 0,0 NE

PCH LEE 2017 2008 2028 5,0 5,0 0,0 S

PCH LEE 2017 2008 2028 6,3 6,3 0,0 NE

PCH LEE 2017 2008 2028 7,7 7,7 0,0 NE

PCH LEE 2017 2008 2028 2,3 2,3 0,0 SE

PCH LEE 2017 2008 2028 9,9 9,9 0,0 SE

PCH LEE 2017 2008 2028 16,5 16,5 0,0 SE

PCH LEE 2017 2008 2028 10,5 10,5 0,0 SE

PCH LEE 2017 2008 2028 13,8 13,8 0,0 SE

PCH LEE 2017 2008 2028 16,5 16,5 0,0 SE

PCH LEE 2017 2008 2028 14,3 14,3 0,0 S

PCH LEE 2017 2008 2028 6,4 6,4 0,0 SE

PCH LEE 2017 2008 2028 8,3 8,3 0,0 S

PCH LEN 2018 2008 2028 3,7 3,7 0,0 S

PCH LEN 2018 2008 2028 5,0 5,0 0,0 S

Biomassa LEN 2018 2008 2028 31,4 31,4 0,0 NE

Biomassa LEN 2018 2008 2028 2,3 2,3 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 15,8 15,8 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 15,8 15,8 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 23,1 23,1 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 27,5 27,5 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 27,5 27,5 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 27,5 27,5 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 17,3 17,3 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 27,1 27,1 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 13,9 13,9 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 16,5 16,5 0,0 S

83

SOLAR LEN 2018 2008 2028 16,5 16,5 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 38,5 38,5 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 0,2 0,2 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,8 2,8 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 16,5 16,5 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 5,3 5,3 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 11,8 11,8 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 16,5 16,5 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 16,5 16,5 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 16,5 16,5 0,0 S

SOLAR LEN 2018 2008 2028 5,6 5,6 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,5 2,5 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,5 2,5 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,5 2,5 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,5 2,5 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,5 2,5 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,5 2,5 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,5 2,5 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,5 2,5 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,5 2,5 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 2,5 2,5 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 3,6 3,6 0,0 NE

SOLAR LEN 2018 2008 2028 3,0 3,0 0,0 NE

PCH LEN 2018 2008 2028 7,6 7,6 0,0 NE

PCH LEN 2018 2008 2028 15,4 15,4 0,0 SE

PCH LEN 2018 2008 2028 9,8 9,8 0,0 NE

PCH LEN 2018 2008 2028 2,3 2,3 0,0 NE

PCH LEN 2018 2008 2028 2,3 2,3 0,0 NE

PCH LEN 2018 2008 2028 2,3 2,3 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 2,3 2,3 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 2,3 2,3 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 74,3 74,3 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 13,9 13,9 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 35,5 35,5 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 2,6 2,6 0,0 S

Eólica LEN 2018 2008 2028 1,1 1,1 0,0 S

Eólica LEN 2018 2008 2028 4,2 4,2 0,0 S

Eólica LEN 2018 2008 2028 15,4 15,4 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 11,8 11,8 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 16,5 16,5 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 8,8 8,8 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 5,1 5,1 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 3,3 3,3 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 7,6 7,6 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 2,3 2,3 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 13,0 13,0 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 14,6 14,6 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 7,2 7,2 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 11,3 11,3 0,0 S

Eólica LEN 2018 2008 2028 6,6 6,6 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 22,0 22,0 0,0 S

Eólica LEN 2018 2008 2028 15,6 15,6 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 16,5 16,5 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 13,4 13,4 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 16,8 16,8 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 20,3 20,3 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 18,3 18,3 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 8,8 8,8 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 8,3 8,3 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 2,8 2,8 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 19,8 19,8 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 16,4 16,4 0,0 SE

84

Eólica LEN 2018 2008 2028 43,2 43,2 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 29,7 29,7 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 12,9 12,9 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 9,1 9,1 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 27,5 27,5 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 11,0 11,0 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 17,1 17,1 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 20,0 20,0 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 5,8 5,8 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 1,8 1,8 0,0 NE

Eólica LEN 2018 2008 2028 3,5 3,5 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 9,4 9,4 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 7,2 7,2 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 8,8 8,8 0,0 SE

Eólica LEN 2018 2008 2028 8,5 8,5 0,0 SE

Biomassa LEN 2018 2008 2028 16,5 16,5 0,0 SE

Biomassa LEN 2018 2008 2028 12,1 12,1 0,0 SE

participaÇÃo e perspectivas das fontes renovÁveis e...

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