A Energia na Cidade do Futuro 3º Workshop Perspectivas da Matriz Elétrica de Fontes Térmicas no Mundo e Brasil

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1 A Energia na Cidade do Futuro 3º Workshop Perspectivas da Matriz Elétrica de Fontes Térmicas no Mundo e Brasil Perspectivas e importância da geração termelétrica na matriz brasileira Hermes Chipp Diretor Geral Campinas, 26 de Julho de

2 Sumário 1. Atendimento Atendimento 2013 e Análise Prospectiva Análise Energética de Médio Prazo Evolução Metodológica CVAR 5. Visão da EPE Panorama Mundial das Fontes Térmicas 2

3 1. Condições Precedentes: Atendimento em

4 Energia Armazenada (%EARmax) Atendimento Ano 2012 Energias Naturais Afluentes SE/CO S NE N JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT ENAs mensais inferiores a 75 %MLT Evolução do Armazenamento SE/CO ,1 60,7 31,9 28, dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Intercâmbios entre Regiões Mwmed Receb.to Sul Receb.to NE Receb.to N 4 Fornec.to SE/CO jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Ano Desestoque de cerca de 18 %EARmáx

5 Atendimento Ano 2012 Previsão Climática As previsões realizadas entre setembro e dezembro pelos Centros Nacionais de Meteorologia (CPTEC e INMET) indicaram a tendência de precipitação abaixo da média nas bacias das regiões Nordeste e Norte e atraso no início do período úmido na região Sudeste / Centro-Oeste. Determinação CMSE Com base nas condições hidroenergéticas e nas previsões de afluências, a partir do dia 18/out foi implementado o despacho pleno do parque térmico do SIN (biomassa, carvão, nuclear, gás, óleo) Armazenamento (%EARmáx) em 30/nov 30/nov Nível Meta (30/nov) SE/CO 31,9 41,0 NE 34,1 33,0 5

6 Atendimento 2012 Geração Térmica Verificada Geração Térmica SIN POCP A partir da Rev.1 PMO Set/13, o POCP passou a indicar necessidade de despacho de térmicas a combustível líquido. Porém, dadas as perspectivas climáticas para o período de transição, manteve-se o despacho limitado em térmicas nuclear, carvão, biomassa e gás. CMSE 18/out GT até R$ 730,00/MWh 25/out Despacho pleno GT 6

7 Atendimento 2012 Ganho de Armazenamento Região SE/CO O armazenamento da região SE/CO seria inferior ao da CAR no período 20/dez a 07/jan. EAR Mínima 28,4 %EARmáx EAR Mínima 26,0 %EARmáx 7

8 Atendimento 2012 Ganho de Armazenamento Região NE O armazenamento da região NE seria inferior ao da CAR no período 09/dez a 13/jan. EAR Mínima 29,3 %EARmáx EAR Mínima 21,8 %EARmáx 8

9 2. Atendimento 2013 e Análise Prospectiva Julho Novembro/13 9

10 Atendimento Ano 2013 Geração Verificada por Garantia Energética Período Jan-Jul MWmed 8,2 %EARmáx SIN Energias Naturais Afluentes ENAs 9,0 %EARmáx SE/CO 10,5 %EARmáx NE SE/CO S NE N JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO SUL NE N MLT - JAN/ABR MLT - MAI/JUL Sudeste Sul Nordeste Norte MWmed % med. MWmed % med. MWmed % med. MWmed % med. Jan-Abr Mai-Jul

11 Condições Hidroenergéticas PMO Agosto/13 ENAs Verificadas Maio/13 a Julho/13 Maio Junho Julho MWmed % MLT MWmed % MLT MWmed % MLT SE/CO SUL NORDESTE NORTE %EARmáx (31/07/13) 61,3 88,9 44,1 84,7 ENAs Previstas Agosto/13 Base Mensal Agosto MWmed % MLT %EARmáx (31/08/13) PMO GT Ordem Mérito (MWmed) GT Garantia Energética (MWmed) SE/CO SUL NORDESTE NORTE ,4 84,6 39,0 71, Até Parcela GT1A 11

12 Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 Energia Natural Afluente (ENA) Verificado até Junho ENA - Junho/13 Bruta Armazenável MWmed %MLT MWmed %MLT S SE/CO Aumento de precipitação ocorrido, principalmente, nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema e Paraná (trecho incremental à Itaipu), conduzindo a uma significativa elevação nas afluências no mês de junho. 12

13 Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 Energia Natural Afluente (ENA) Anos 1988, 2012 e

14 Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 Premissas Armazenamentos Iniciais (Verificado 30/Junho) %EARmáx SE/CO SUL NE NORTE 63,8 80,8 46,5 93,6 Defl. São Francisco Jul-Nov m³/s Energias Naturais Afluentes (%MLT) Posição Histórico 82 anos Cenário ENA JUL - NOV (% MLT) SE/CO SUL NE NORTE Valor Esperado 139 (6/82) 143 (16/82) 68 (75/82) 91 (51/82) Ano (42/82) 49 (74/82) 93 (43/82) 98 (42/82) Ano (53/82) 64 (64/82) 63 (78/83) 72 (71/82) 14

15 Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013 Resultados Armazenamentos (%EARmáx) Despacho GT Atual (Pleno, excluindo Termomanaus, Pau Ferro I, Xavantes, Potiguar e Potiguar III) 1,1 SUDESTE/CENTRO-OESTE JUN JUL AGO SET OUT NOV N.M. Valor Esperado 63,6 61,4 58,9 58,4 60,7 Ano ,8 60,4 54,0 46,5 41,0 38,5 47 Ano ,5 56,7 49,9 43,5 41,5 1,1 NORDESTE JUN JUL AGO SET OUT NOV N.M. Valor Esperado 42,8 38,3 33,6 30,8 30,2 Ano ,5 44,3 41,5 38,4 35,5 34,7 35 Ano ,0 38,2 32,7 26,7 25,8 N.M. CAR5 51 N.M. CAR5 37 Despacho GT GT1A 1,1 SUDESTE/CENTRO-OESTE JUN JUL AGO SET OUT NOV N.M. Valor Esperado 61,7 57,8 53,6 51,3 52,1 Ano ,8 58,5 50,4 41,2 33,9 29,9 47 Ano ,6 53,1 44,6 36,4 32,9 N.M. CAR

16 Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013 Sensibilidade em Relação à Geração Térmica Armazenamento ao Final de Novembro (%EARMáx) 1,1 A partir de 800 R$/MWh (423 MW) A partir de 700 R$/MWh (934 MW) A partir de 600 R$/MWh (1.223 MW) GT1B (3.853 MW) VE 60,7 59,8 58,6 58,0 52,1 Ano ,5 37,6 36,4 35,8 29,9 Ano ,5 40,6 39,4 38,8 32,9 1,1 Sudeste/C.Oeste DESPACHO ATUAL Nordeste DESPACHO ATUAL A partir de 800 R$/MWh (423 MW) GERAÇÃO TÉRMICA DESCONSIDERADA GERAÇÃO TÉRMICA DESCONSIDERADA A partir de 700 R$/MWh (934 MW) A partir de 600 R$/MWh (1.223 MW) GT1B (3.853 MW) VE 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 Ano ,7 34,7 34,7 34,7 34,7 Ano ,8 25,8 25,8 25,8 25,8 N.M. 47 N.M N.M. CAR5 51 N.M. CAR5 37

17 Deliberações CMSE 1. Efetuar o desligamento de toda GT do grupo denominado GT1B, cerca de MW. - Totaliza MWmed, que representa um ΔEAR SE/CO 1,5 %EARmáx/ mes; - Redução prevista no custo mensal de operação => aprox. R$ 1,4 bilhões. Obs: Anteriormente o CMSE já havia deliberado pelo desligamento de 5 térmicas a óleo: UTEs Termomanaus (142,6 MW), Pauferro (94 MW), Xavantes (53,7 MW) e Potiguar (43 MW) e UTE Potiguar III ( 43MW). 2) Efetuar um estreito acompanhamento das condições hidroenergéticas do SIN, visando identificar evolução das afluências que possibilite redução adicional de GT 17

18 3. Avaliação Energética de Médio Prazo * * Plano da Operação Energética 2013/2017 PEN

19 Ações para Garantia do Atendimento 19

20 Projeção de Carga de Energia no SIN (revisão EPE e ONS em maio de 2013)* Carga de Energia MW med MWmed MWmed Crescimento no período: 4,4% a.a. PIB 2013/2017: 4,5% a.a MWmed MWmed PEN SIN MWmed Crescimento - MWmed Taxa crescimento 4,8% 5,8% 4,2% 3,7% 4,0% * Próxima revisão em setembro de

21 A Expansão da Oferta entre 2012 e 2017* PEN 2013 Participação por Fonte (MW) e (%) (1) Considera a participação da UHE Itaipu e PCHs ; (2) Inclui PCTs; (3) Outras usinas térmicas com CVU * Não considera o próximo LER de agosto/

22 Desafio com a expansão hidráulica TIPO 31/12/ /12/2017 CRESCIMENTO MW % MW % MW % HIDRÁULICA , , , MW (96%) UHEs sem Reservatório UHE Madeira MW UHE Belo Monte MW UHE Teles Pires MW Outras MW 680 MW (4%) - UHEs com Reservatório 22

23 Desafio com a expansão hidráulica já contratada Novos projetos não possuem reservatórios Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos projetos hidrelétricos (região da Amazônia) Perda da capacidade de regularização plurianual Redução gradativa da regularização plurianual Produção hidrelétrica se torna cada vez mais dependente das afluências, que resultam das chuvas 1900ral 1900ral 1900ral 1900ral 1900ral 1900ral 1900ral 6,2 Quantos meses de estoque máximo de energia 5,4 5,0 4,7 1900ral RELAÇÃO EN.ARMAZENADA Categoria / CARGA 1 Plano Decenal* 3, * Fonte: MME/EPE Necessidade de alterar perfil da Matriz de Energia Elétrica Necessidade de contratação de expansão termelétrica para garantir o atendimento de energia e ponta 23

24 PEN 2013 Riscos de Déficit (%) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste EAR de partida: 62% EARmax Qualquer Déficit 3,8 3,1 2,8 4,2 >1% da Carga 3,2 2,5 2,3 3,7 Sul EAR de partida: 64% EARmax Qualquer Déficit 3,9 3,0 3,2 3,6 >1% da Carga 3,1 2,3 2,2 3,1 Nordeste EAR de partida: 48% EARmax Qualquer Déficit 0,8 0,5 0,5 0,9 >1% da Carga 0,1 0,2 0,1 0,3 Norte EAR de partida: 97% EARmax Qualquer Déficit 0,8 0,6 0,4 0,4 >1% da Carga 0,6 0,5 0,1 0,3 Valores inferiores a 5% ao longo de todo horizonte de análise, estando, dessa forma, de acordo com o critério de garantia postulado pelo CNPE (risco máximo de 5%) 24

25 PEN Custos Marginais de Operação - CMO (R$/MWh)* SUBSISTEMA Sudeste/C. Oeste Sul Nordeste Norte * médias anuais de séries sintéticas 285,74 239,59 231,44 220,83 281,46 237,45 230,83 220,74 183,54 149,13 143,87 118,74 183,42 149,58 143,37 111,46 Diferenças de CMO entre SE/CO/S e N/NE indicam a necessidade de avaliações de reforços nas interligações entre essas regiões 25

26 Principais Recomendações do PEN 2013 Aumentar o atual nível de energia de reserva do SIN através de novas usinas térmicas, em leilões ainda em 2013, em especial na Região Sul. Avaliar novos reforços (e/ou antecipações) nas interligações SE/CO/S N/NE e na exportação do Nordeste. Dar continuidade nos esforços regulatórios para reduzir a necessidade de despacho de geração térmica para atendimento à demanda máxima. 26

27 Balanço Estático de Garantias Físicas SUL (2013 a 2017) OFERTA PEN (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, PCTs e UEEs OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO (945) (1.617) (1.810) (2.114) (2.418) LER (1º,2º,3º e 4º) BALANÇO COM LER (893) (1.531) (1.695) (1.999) (2.303) 27

28 Balanço Estático da Região Sul em condições críticas Em situações especiais, a ocorrência de indisponibilidade de elementos de transmissão, concomitante com afluências críticas na Região Sul, indica a necessidade de realização de leilão regional por tipo de fonte. 28

29 Leilões de Energia Nova em 2013 LER Eólicas 23/08/2013 para entrega da energia em 01/09/2015, com preço-teto = R$117/MWh Cadastramento: Aperfeiçoamento Recente Leilões de Reserva de Eólicas (Portaria MME 132/2013) O Leilão será realizado em duas fases subsequentes: I - primeira fase, com classificação por ordem de preço considerando a capacidade de escoamento da Rede Básica e de fronteira e de cada instalação para conexão dos empreendimentos de geração ao sistema de transmissão; e II - segunda fase, com negociação da energia proveniente das usinas associadas aos lances vencedores da primeira fase de que trata o inciso I. 29

30 Leilões de Energia Nova em 2013 A-3 25/10/2013 para entrega da energia em 01/01/2016: Art. 5º No Leilão "A-3", de 2013, não será habilitado tecnicamente pela EPE: I - o empreendimento de geração por fonte eólica ou solar cujo CVU seja superior a zero; II - o empreendimento termelétrico cujo CVU seja superior a R$ 105,00/MWh; III - o empreendimento a gás natural cuja inflexibilidade operativa seja superior a cinquenta por cento; e IV - empreendimento solar com potência inferior a 5 MW. A-5 (2º leilão) 13/12/2013 para entrega da energia em 01/01/2018: Art. 4º Não serão habilitados tecnicamente pela EPE os seguintes empreendimentos de geração: I - empreendimento termelétrico cujo CVU, calculado nos termos do art. 5º da Portaria MME nº 46, de 9 de março de 2007, seja superior a R$ 105,00/MWh; e II - empreendimento a carvão ou a gás natural em ciclo combinado cuja inflexibilidade comercial de geração seja superior a cinquenta por cento. Art. 5º Poderá ser habilitado tecnicamente pela EPE empreendimento a gás natural liquefeito com despacho antecipado de dois meses, nos termos da Resolução Normativa ANEEL nº 282, de 1º de outubro de

31 Leilões de Energia Nova em 2013 A-5 (1º leilão) 29/08/2013 para entrega da energia em 01/01/2018: Cadastramento: Art. 4º Não serão habilitados tecnicamente pela EPE os seguintes empreendimentos de geração: I - empreendimento termelétrico cujo CVU, referente à base de março de 2013, calculado de acordo com o art. 5º da Portaria MME nº 46, de 9 de março de 2007, seja superior a R$ 105,00/MWh; II - empreendimento a carvão ou a gás natural em ciclo combinado cuja inflexibilidade comercial de geração seja superior a cinquenta por cento; e III - empreendimento a gás natural liquefeito que tenha despacho antecipado, nos termos da Resolução Normativa ANEEL nº 282, de 1º de outubro de

32 4. Evolução metodológica Implantação do CVAR nos modelos computacionais 32

33 Decisão de GT Decisão de GT mais segura CVAR (Valor condicionado a um dado risco) Otimização sem aversão a risco Otimização com CVAR Minimização do custo médio Minimização do custo médio Cenários de afluência futura Sinalização do modelo é insuficiente para a segurança energética uso de Procedimentos Operativos de Curto Prazo (POCP). Cenários de afluência futura Maior peso para cenários desfavoráveis Questões? (α) Quantos cenários ponderar? (λ) Com que peso? 33

34 CVAR escolha da parametrização (α e λ) Critério: Aumento do Custo de GT/Redução do Custo do Déficit. Referência (PMO outubro/2012) Μelhor relação Custo/Benefício α=0,50 λ=0,25 C/B=3,56 C/B=1,92 C/B=2,92 C/B=3,57 34

35 RV0 RV2 RV0 RV2 RV0 RV2 RV0 RV2 RV4 RV1 RV3 RV1 RV3 RV0 RV2 RV0 RV2 RV0 RV2 RV4 RV1 RV3 RV1 RV3 RV1 RV3 RV0 RV2 RV0 RV2 RV0 RV2 RV0 RV2 RV0 RV2 RV0 RV2 RV4 RV1 RV3 RV1 RV3 RV0 RV2 RV0 RV2 RV0 RV2 RV4 RV1 RV3 MWmed CVAR consequência do uso no PMO/DECOMP (janeiro de 2011 a dezembro de 2012) 14,000 13,000 12,000 11,000 10,000 9,000 CAR2 CRIATIVA CVAR A50 L25 VERIFICADO Geração Térmica - Sistema Interligado Nacional 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ 35

36 CVAR consequência do uso no PMO/DECOMP (janeiro de 2011 a dezembro de 2012) 36

37 5. Visão da EPE 2021 * Fonte: EPE ENASE Maio/

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41 Obs: A composição da participação térmica convencional na matriz elétrica será alterada em função dos resultados dos leilões A-3, 1º A-5 e 2º A-5 de

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43 6. Panorama Mundial das Fontes Térmicas 43

44 Participação das diferentes fontes na produção de eletricidade no mundo O principal combustível ainda é o carvão: 41% no mundo. Em alguns países o valor é ainda mais elevado: 85,5% na África do Sul (~ MW) 57% na Índia (~ MW). Considerando a GT convencional, o valor sobe para 68%. Na China é 75,6% e na Coreia do Sul, 64%. A participação da geração termonuclear no mundo é 14%. O valor é significativamente mais alto na França, que tem 76% da capacidade instalada em usinas nucleares. Na Coreia do Sul, esse valor é 25%. Pós Fukushima, países como a Alemanha e a Bélgica já decidiram reduzir seus parques nucleares. 44

45 Participação da hidroeletricidade na produção de eletricidade no mundo Em termos mundiais, a hidroeletricidade representa apenas 16% de toda a produção de eletricidade. Nós, no Brasil, somos um caso à parte. 45

46 Participação das demais renováveis na produção de eletricidade no mundo Eólicas: 1,1% Solar: 0,06% Na Espanha, as eólicas já respondem por 22% da capacidade instalada, as solares 4,2%. Na Alemanha, 40% da demanda já são atendidos por eólicas e solares. Na China, embora sejam apenas 5,1% do parque, as eólicas correspondem a 52 GW. Questões da atualidade: Há um limite para a inserção de uma fonte intermitente como as eólicas? Como conjugar mais renováveis com a desativação de nucleares e térmicas mais poluentes? 46

47 Gás de xisto. Uma nova opção? O gás de xisto mostrou-se uma importante opção energética desde que sua extração passou a ser tecnologicamente viável. O gás de xisto está misturado à rocha e sua extração é feita por fratura hidráulica, processo contestado por ambientalistas. O Brasil tem reservas volumosas do gás de xisto, mas ainda utiliza técnicas antigas de extração, em pequena escala. Os EUA consomem 20% da energia do mundo. Em 2000, o gás de xisto era 1% do gás consumido nos EUA, hoje já representa 16%. A previsão para 2030 é que esse percentual alcance 46%. Com isso, os EUA, que hoje importam cerca de 20% de suas necessidades energéticas, passarão a ser autossuficientes em Segundo a AIE, até 2017 os EUA vão superar a Arábia Saudita como maior produtor de petróleo e a Rússia como maior produtor de gás natural. Produzir eletricidade com gás de xisto significa emitir a metade do CO2 produzido com geração a carvão. 47

48 Panorama da América Latina e Caribe Matriz Energética 2011 Milhões de barris de petróleo equivalente Nuclear; 4,9; 1% Carbón; 29,8; 4% Hidro; 168,2; 26% Renovables; 11,3; 2% Gas Natural; 139,1; 22% Petroleo; 289,1; 45% Fonte: BP Statistics

49 Panorama da América Latina e Caribe Matriz Elétrica Tipo de Geração Por Região 49

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