Avaliação das Condições de Atendimento e Desafios da Operação do SIN

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1 Avaliação das Condições de Atendimento e Desafios da Operação do SIN ABRAGE Florianópolis, 07 de Outubro de 2008 Hermes J. Chipp

2 1. Procedimentos para aumentar a segurança energética do SIN 2. Avaliação das condições de atendimento 2.1 Curto Prazo - Estratégia para atingir Nível Meta 2.2 Médio Prazo - PEN visão maio 2008 e visão atual Sumário 3. Integração Energética entre Países 4. Desafios para a Operação do SIN 2

3 3 1. Procedimentos para Aumentar a Segurança Energética do SIN

4 Evolução da Capacidade Instalada em Hidroelétricas Dificuldades para licenciamento ambiental Escassez de novos projetos Características da Nova Oferta Novas usinas com pequenos reservatórios redução gradativa da regularização plurianual Novas térmicas com CVU elevado, despachadas somente a partir da caracterização de condições hidrológicas adversas Maior dependência dos períodos chuvosos e necessidade de uso mais intenso de geração térmica 4

5 Histórico do SIN - Regularização Evolução do Volume Útil Acumulado e da Potência Instalada no SIN (Geração Hidráulica) Potência Instalada ( MW ) T. Marias - 15, 3 Furnas 17,2 Capivara - 5,7 Sobradinho - 28,7 São Simão - 5,5 -, A.Vermelha - 5,2 Itumbiara - 12,5 I.Solteira e Três Irmãos - 16,3 Marimbondo 5,3 Emborcação 13,1 Tucuruí 39,0 Nova Ponte 10,4 Serra da Mesa 23,7 55% V.U. Volume Útil Potência Instalada (MW) Volume Útil (10³ hm³ ) Os 13 maiores reservatórios identificados na figura( VU maior que 5 x 10³ hm³) correspondem, a 78% do Volume Útil acumulado no SIN 30

6 6 Perda de Regularização dos Reservatórios 8, ,0 6,0 EARmáx / CARGA CMO verificado CMO médio mensal Newave ,0 4,0 3, (R$/MWh) 2,0 1, ,

7 7 Sistemática de Avaliação Foco no 1º biênio Curto Prazo Foco no último triênio Médio Prazo 1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano Os níveis de armazenamento e as afluências aos reservatórios são determinantes para a segurança do atendimento Para superar estiagens deve se utilizar estratégias especiais de operação Procedimentos Operativos A expansão da Geração e Transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento. Propostas ao MME/CMSE EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança Indicadores de Segurança

8 8 Procedimentos Operativos Para aumentar a garantia do atendimento energético do ano seguinte, reduzindo a dependência da hidrologia do período úmido, o CMSE aprovou a implementação de Estratégia de Operação que consiste na complementação de geração térmica para preservação ao final ano de Estoque de Segurança (Nível Meta de Armazenamento). Para 2008 o CMSE definiu os seguintes parâmetros: Nível Meta: SE/CO 53% EARmáx e NE 35% EARmáx Série de Referência : Séries geradas a partir dos ruídos do histórico Risco de 5% descarte de 4 séries em 76 adotar a 5ª pior série no período do estudo

9 9 Próximas Etapas Audiência Pública conduzida pela ANEEL, considerando os seguintes documentos: NT 059 Procedimentos Operativos de Curto Prazo para Aumento da Segurança Energética do SIN NT 085 Geração de Cenários de Afluências a partir de Ruídos das Séries Históricas Roteiro detalhando as etapas dos Procedimentos Operativos O ressarcimento dos encargos decorrentes da utilização antecipada de geração térmica em relação ao sinal econômico do modelo deverá ser abordado.

10 10 2. Avaliação das condições de atendimento

11 Curto Prazo

12 12 Armazenamento e Energias Naturais Afluentes ENA Prevista Outubro/08 ( % MLT ) ENA PMO Outubro/08 SE/CO 99 S 73 NE 69 N 79 Armazenamento Previsto para 31/10 PMO Outubro/08 52,2 59,6 39,3 33,4 Níveis de Segurança Mensal para Outubro/08 Níveis de Segurança Mensal SE/CO 56 NE 44 Conclusão: Nos casos assinalados ( ) a EAR do PMO (SE/CO) é menor do que a EAR do nível de segurança. É necessária a aplicação dos Procedimentos Operativos.

13 13 Recurso Térmico Disponível Período Outubro Novembro valor m Regiã o SE S NE Total GT1A 4.335, , , ,00 GT1B 619,30 240,00 249, ,50 GT , , , ,50 valor médio mensal + SE S NE Região Total GT2 510,00 150,00 537, ,00 = Região SE S NE Total Total 5.465, , , ,50 GT1A composto por GT nuclear, gás e carvão. GT1B composto por GT a óleo. Imediatamente disponível quando comandado pelo ONS. GT2 UTEs a gás que podem operar com óleo Necessitam de logística de suprimento de combustível para a sua operação

14 14 Níveis de Segurança em 31/10 e GT utilizada Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT 1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões Região Níveis de Segurança Mensal (%EARmáx) SE/CO 56,0 NE 44,0 Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 Original (%EARmáx) 52,2 39,4 Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 c/ Procedimentos Operativos (%EARmáx) 54,1 44,0 GT utilizada no Mês de Outubro/08 SE/CO S NE TOTAL Região Recurso Térmico PMO Outubro/08 Original Ordem Mérito PMO Outubro/08 c/ Procedimentos Operativos 4.290, ,8 916, ,4 GT1A A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade do despacho pleno de GT 1A no mês de outubro. Mesmo assim, o armazenamento no SE/CO é 1,9 %EAR máx inferior ao Nível de Segurança indicado para o mês.

15 15 Avaliação da Necessidade de Despacho de GT 1B Níveis de armazenamento previstos para Novembro/08, considerando-se o Valor Esperado da Previsão de Afluências Região Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 c/ Procedimentos Operativos (%EARmáx) ENA Valor Esperado Nov/08 (%MLT) SE/CO 54,1 97 NE 44,0 65 Níveis de Armazenamento Novembro/08 (%EARmáx) 53,1 35,0 Níveis Meta Novembro/08 (%EARmáx) 53,0 35,0 Utilizando-se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de novembro, os níveis n de armazenamento situaram-se se acima dos Níveis N Meta Não háh necessidade de despacho de GT 1B no mês de outubro.

16 Níveis de Segurança em 31/10 Rev.1 PMO Outubro Rev.1 ENA ( %MLT ) SE/CO 102 S 65 NE 86 N 64 Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT 1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões Região Níveis de Segurança Mensal (%EARmáx) SE/CO 56,0 NE 44,0 Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 Rev.1 (%EARmáx) 51,9 42,0 Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 c/ Procedimentos Operativos (%EARmáx) 54,1 44,0 A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade de manter o despacho pleno de GT 1A no mês de outubro. 16

17 Médio Prazo PEN Maio/2008

18 Premissas de Crescimento da Carga Premissa de crescimento da economia com PIB de 5% de 2009 a 2012 com reflexos no crescimento da carga com taxa média anual de 5,1%. ANO Previsão de Carga (MWmed) Obs: Inclui a carga do sistema Acre Rondônia. 18

19 Evolução da Oferta Participação por Fonte Hidroelétricas (MW) (%) Termoelétricas (MW) (%) PCHs (MW) (%) PCTs (MW) (%) ,9% ,6% ,8% ,7% ,4% ,2% ,1% ,3% Total em MW

20 20 Evolução da Oferta do SIN Acréscimo Anual (MW) Tipo Total Hidráulica Térmica Nuclear Proinfa Outras PCHs+PCTs Oferta Nova

21 21 Evolução do Termo de Compromisso Petrobras - GN Eventos Marco UTEs TC (MWmed) 1º Sem GNL no NE (Pecém) set/08 Gasoduto Campinas Rio Fase II 2º Sem Termoaçu Gasoduto Cabiúnas - Vitória fev/08 Gasoduto Japeri REDUC Gasoduto Catu Itaporanga e Compressão em Pilar 1º Sem Aumento Produção Manati GNL no SE (Rio de Janeiro) 2º Sem GASENE (Cacimbas Catu) GASBEL II 1º Sem Ampliação da Compressão do Gasbol trecho Sul Usina Térmica de Cubatão 2º Sem Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté (Gás de Mexilhão) Termo de Compromisso: MWmed jun/ MWmed dez/2010 GT = MWmed

22 22 Resultados Riscos de Déficit Níveis de Partida 30/04/08 - % EARmáx SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96% SUBSISTEMA SUDESTE/CENTRO-OESTE Qualquer Déficit 1,3 3,3 5,0 5,4 >1% da Carga 1,0 2,9 4,0 4,5 SUL Qualquer Déficit 1,1 5,7 3,9 6,4 >1% da Carga 0,8 2,3 2,8 3,4 NORDESTE Qualquer Déficit 1,4 3,1 6,3 2,9 >1% da Carga 1,0 1,9 2,3 1,6 NORTE Qualquer Déficit 1,4 2,5 2,7 2,7 >1% da Carga 0,8 2,2 2,1 1,9

23 Distribuição dos Déficits no NE em NÚMERO DE SÉRIES qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% MWmed

24 24 Fatos Relevantes Após a emissão do PEN, no período de maio a setembro, ocorreram os seguintes fatos relevantes: Revisão da Previsão da Carga por EPE/ONS em setembro Leilão de Energia de Reserva LER em 14/08/2008 Leilão de Energia Nova A-3 em 17/09/2008 Antecipação do aproveitamento da UHE Santo Antônio para maio 2012

25 25 Revisão das Previsões de Carga (MWmed) PEN - Maio/08 PEN Outubro/08 ANO Carga (MWmed) Cresci mento (%) , , , ,1 ANO Carga (MWmed) Crescim ento (%) Variação Prev.Ant. (MWmed) , , , ,4-726 Obs. Inclui a carga do sistema AC-RO

26 26 1º Leilão de Energia de Reserva (1º LER/2008) de 14/08/08 Entregas em 2009 e 2010 Nordeste 1 UTE = 30 MW Total NE = 30 MW Sudeste/Centro-Oeste 27 UTEs = 2070 MW Total SE/CO = 2070 MW Total de 28 Empreendimentos (28 UTEs) Acréscimo a partir de abr/2009 a dez/2012: MW

27 27 Montantes anuais - MWmed (Fonte: EPE) LER Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed] Energia vendida Disponibilidade de energia Total das Garantias Físicas SE/CO 26 NE SE/CO 8 NE SE/CO 26 NE SE/CO

28 Integração da Biomassa à Rede Elétrica Para a integração dos empreendimentos vencedores do LER foi realizada reunião em 01/10 com a participação dos empreendedores, do ONS, ANEEL, MME e EPE, bem como das distribuidoras e transmissoras envolvidas, com o objetivo de analisar a integração de usinas vendedoras no LER (ACR) e ACL. Para os estados de MS e GO foi realizado estudo de planejamento específico a fim de dimensionar o sistema de transmissão capaz de permitir a integração das usinas, estando prevista a realização dos leilões das ICGs para Novembro de 2008 A energia de 750 MWmed a partir de 2012 na região SE/CO corresponde a um ganho de armazenamento de cerca de 3% EARmax. 28

29 29 Resultados do LEN (A-3) realizado em 17/09/2008 Entregas a partir de 2011 UTE José de Alencar MW UTE Santa Rita Cassia MW UTE Pernambuco IV MW UTE Camacari MW UTE Catu MW UTE Dias Davila MW UTE Dias Davila MW UTE Sr Bonfim MW UTE Feira de Santana MW UTE Linhares MW Total de 10 Empreendimentos (10 UTEs) Acréscimo a partir de jan/2011 a dez/2012: 1935 MW Energia associada : 1076 MW med ( 96 no SE/CO e 980 no NE).

30 30 Aproveitamento do rio Madeira UHE Santo Antônio Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012, segundo cronograma proposto pelo empreendedor à ANEEL Antecipação p/maio 1100 MWmed Antecipação da entrada em operação para mai/2012 aumenta a confiabilidade do atendimento Garantia Física Anual 6 máquinas 7 máquinas 641 MWmed 8 máquinas 9 máquinas Média anual: 249 MWmed 4 máquinas máquinas MWmed Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

31 Evolução da Oferta (MW) Participação por Fonte Outubro/ Maio/ Out/08 Hidroelétricas (MW) (%) 82,9% 75,4% 72,8% Termoelétricas (MW) (%) ,6% ,2% ,0% PCHs (MW) (%) ,8% ,1% ,0% PCTs (MW) (%) ,7% ,3% ,2% Total em MW Em termos de energia o acréscimo em relação ao PEN maio/08, a partir de 2012, é de 2101 MWmed. 31

32 32 Balanço Estático de Energia - Premissas Básicas 2008 Valores verificados de carga de janeiro/2008 a agosto/2008 Disponibilidade térmica com as seguintes alterações: UTE Cuiabá Uruguaiana PEN MWmed (GF) 217 MWmed (Port. 153/2005) Novo balanço zero zero

33 33 Balanço Estático de Energia SIN

34 34 Balanço Estático de Energia - Premissas Básicas 2009/2012 O balanço estático de energia toma por base os valores de energia assegurada / garantia física dos empreendimentos, em conformidade com os documentos formais do Poder Concedente. Premissas: Revisão da Carga do PEN 2008 de janeiro/2009 a dezembro/2012 Cronograma de expansão da oferta do DMSE para o PMO de out/2008, mais as usinas do 6º LEN (A-3) e a antecipação para mai/2012 da UHE Santo Antônio Disponibilidade térmica com as seguintes alterações em relação ao PEN 2008: UTE Cuiabá Usinas do TC Araucária Uruguaiana PEN MWmed (GF em todo o horizonte) 2012 disponibilidade máxima 2008 a TC MWmed (GF) MWmed 2009 a zero Novo balanço zero (em todo o horizonte) 2012 mesmo valor do TC em a TC zero zero 2009 a zero

35 35 Balanço Estático de Energia 2009/ SIN SIN (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PROINFA Outras pequenas UHEs e UTEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO LER BALANÇO COM LER Obs.: Não inclui Acre-Rondônia

36 36 Resultados atualizados do PEN Riscos de Déficit Níveis de Partida 30/04/08 - % EARmáx SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96% SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit 0,9 3,0 3,4 3,5 >1% da Carga 0,7 2,7 2,4 2,6 Sul Qualquer déficit 0,9 3,4 2,4 3,8 >1% da Carga 0,6 1,8 1,9 2,5 Nordeste Qualquer déficit 0,9 2,5 1,5 1,2 >1% da Carga 0,5 1,6 0,4 0,2 Norte Qualquer déficit 0,8 2,1 1,6 1,5 >1% da Carga 0,7 1,7 1,0 1,1

37 37 Resultados atualizados do PEN Riscos de Déficit Níveis de Partida 30/09/08 - % EARmáx SE/CO: 58% S: 58% NE: 53% N: 47% SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit 2,1 4,7 3,7 4,3 >1% da Carga 1,5 3,2 2,9 3,3 Sul Qualquer déficit 1,9 2,7 2,2 4,2 >1% da Carga 1,3 2,0 1,9 2,4 Nordeste Qualquer déficit 2,1 3,4 1,9 1,2 >1% da Carga 1,3 1,6 0,2 0,2 norte Qualquer déficit 1,3 3,4 1,9 2,0 >1% da Carga 1,1 2,1 1,6 1,2

38 Integração dos Sistemas Isolados Acre Rondônia e Manaus - Macapá A interligação do Acre Rondônia ao SIN, considerada no PEN a partir do início de 2009, irá propiciar uma significativa redução da necessidade de geração térmica, com redução anual dos custos da ordem de R$ 800 milhões. Embora ainda não considerada no PEN, raciocínio análogo é aplicável para a interligação Tucuruí Manaus Macapá prevista a partir de 2012, pois permite a eliminação quase que por completo do subsídio da Conta de Consumo de Combustíveis CCC através de energia mais barata, proveniente do SIN, com economia anual esperada de dispêndio com geração térmica da ordem de R$ 1,8 bilhões. 38

39 39 4. Integração energética entre países

40 40 Situação Atual Integração eletroenergética do Brasil com os países do Cone Sul realizada mediante intercâmbios bilaterais: - Regidos por contatos entre comercializadores, e - Operacionalizado através de Acordos Operativos entre Operadores. Intercâmbios efetivados: - Em condições de emergência modalidade auxílio operativo - Através de excedentes energéticos geração térmica e vertimentos - Esse ano foram efetivadas trocas energéticas mediante acordos bilaterais entre governos para auxílio em situação energética desfavorável, com devolução da energia exportada Perda de oportunidades não são explorados os benefícios da interligação

41 Situação Atual Sistemas simulados independentemente AR BR PA - Preço Argentina PB - Preço Brasil Proposta Implantar oferta de energia em volume e preço na fronteira, respeitando-se o arcabouço regulatório de cada país. 41

42 42 5. Desafios para a Operação do SIN

43 43 Desafios para a Operação do SIN Para enfrentar os desafios de natureza metodológica, estudar e propor melhorias para os modelos computacionais utilizados na operação do sistema elétrico, foi criado em 2003 o GT2 Grupo de Trabalho de Aperfeiçoamento de Modelos e Evolução Metodológica do Planejamento e Programação da Operação, coordenado pelo ONS/CCEE, que conta com a participação dos Agentes, do Cepel e da EPE.

44 44 Questão Prioritária - Volatilidade A volatilidade do CMO tem efeitos indesejáveis no despacho de geração térmica (conhecido como efeito bang-bang ), bem como nas variações bruscas do PLD no mercado de curto prazo. A freqüência e a intensidade dessas oscilações do CMO/PLD podem não dar adequada sinalização econômica para a expansão da oferta.

45 45 Questão Prioritária - Volatilidade Propostas mitigadoras em estudo: Amortecer o efeito da propagação da volatilidade hidrológica no cálculo da estratégia operativa (Newave) Através da aplicação de redutor da dependência temporal das afluências previstas no cálculo da estratégia. Estudo da não consideração da tendência hidrológica do passado recente no cálculo da estratégia de operação. Este estudo foi motivado por sugestão dos Agentes em Força Tarefa e encontra-se em andamento com previsão de término no final de outubro. Amortecer o efeito no CMO das variações semanais de afluências no processo de elaboração do PMO e suas revisões (Decomp) Definição do CMO para a semana operativa com base na média dos CMOs de semanas anteriores, obtidos pela cadeia dos modelos de planejamento e programação da operação.

46 46 Comparação do CMO obtido através de médias dos CMOs semanais CMO carga média [R$/MWh] CMO médio 5 semanas [R$/MWh] jan/07 rev0 jan/07 rev2 fev/07 rev0 fev/07 rev2 fev/07 rev4 mar/07 rev1 mar/07 rev3 abr/07 rev1 abr/07 rev3 mai/07 rev1 mai/07 rev3 jun/07 rev1 jun/07 rev3 jul/07 rev0 jul/07 rev2 ago/07 rev0 ago/07 rev2 ago/07 rev4 set/07 rev1 set/07 rev3 out/07 rev1 out/07 rev3 nov/07 rev1 nov/07 rev3 dez/07 rev0 dez/07 rev2 jan/08 rev0 jan/08 rev2 fev/08 rev0 fev/08 rev2 fev/08 rev4 mar/08 rev1 mar/08 rev3 abr/08 rev1 abr/08 rev3 mai/08 rev1 mai/08 rev3 jun/08 rev0 jun/08 rev2 jul/08 rev0 jul/08 rev2 ago/08 rev0 ago/08 rev2 ago/08 rev4 set/08 rev1 set/08 rev3

47 47 Desafios com Relação à Segurança Operativa do SIN Estabelecer Indicadores de Segurança associados a distintos graus de severidade com o objetivo de definir providências e ações a serem implementadas, com prévia aprovação do CMSE/MME, visando a segurança do atendimento energético, tornando mais robustas as recomendações do PEN.

48 48 Curva Crítica de Operação (CCO) Principais Características: Periodicidade anual Afluências Críticas do histórico Flexibilização dos critérios de segurança elétrica para as interligações Flexibilização de restrições de uso múltiplo da água e restrições ambientais Restrição de armazenamento mínimo ao final do período seco para controle da operação Curvas de Segurança de Referência Risco de cruzar a CAR é inferior a x% O risco de cruzar a CAR é superior a x% e de cruzar a CCO é inferior a y% O risco de cruzar a CCO é superior a y%

49 49 Ações para Mitigação de Condições Desfavoráveis Médio Prazo Antecipação de entrada em operação de obras de geração e transmissão, Dimensionamento de Reserva de Capacidade, Curto Prazo Despacho antecipado na base de geração térmica e importação de energia

50 50 Cálculo do Risco de Racionamento O ONS vem desenvolvendo metodologia para o cálculo do risco de racionamento, baseada nas seguintes premissas: Utilização da experiência do racionamento Racionamento equânime entre regiões (profundidade e abrangência) Início após caracterização do período úmido (fev março) Continuidade até caracterização da próxima estação chuvosa Uniformidade do racionamento (% da carga) Restrição de armazenamento dada por uma Curva Crítica de Operação (condição de barreira para evitar operação a fio d água)

51 51 FIM

52 ENAs Previstas para Outubro e Novembro/08 ( % MLT ) Estratégia para atingir o Nível Meta De acordo com os Institutos de previsão meteorológica, o início do período úmido deverá acontecer durante o mês de outubro com precipitações dentro da média até o mês de dezembro. ENA - PMO Out/08 ENA Nov/08 SE/CO Sul Nordeste Norte Para atingir os Níveis Meta ao final de novembro/08 é necessário um despacho térmico adicional da ordem de MWmed/mês em relação à geração térmica atualmente verificada (5.500 MWmed). Será efetuado um monitoramento das afluências para definir o montante de GT adicional mínimo necessário. 52

53 53 Balanço Estático de Energia SE/CO

54 54 Balanço Estático de Energia SUL

55 55 Balanço Estático de Energia NE

56 56 Balanço Estático de Energia NORTE

57 Balanço Estático de Energia 2009/ SE/CO SE/CO (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PROINFA Outras pequenas UHEs e UTEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO (659) (1.987) LER BALANÇO COM LER (1.237) Obs.: Não inclui Acre-Rondônia 57

58 Balanço Estático de Energia 2009/ SUL SUL (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PROINFA Outras pequenas UHEs e UTEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO (1.041) (706) (560) (1.246) LER BALANÇO COM LER (1.041) (706) (560) (1.246) 58

59 Balanço Estático de Energia 2009/ NE NE (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PROINFA Outras pequenas UHEs e UTEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO LER BALANÇO COM LER

60 Balanço Estático de Energia 2009/ NORTE NORTE (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PROINFA Outras pequenas UHEs e UTEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO LER BALANÇO COM LER