Plano da Operação Energética PEN 2018

Transcrição

1 Plano da Operação Energética PEN 2018 Reunião com os Agentes Associados, Associações, EPE, MME e ANEEL Apresentação de Resultados 26/06/2018- Rio de Janeiro (Videoconferências CNOS, 1 NNNE e NSUL)

2 Objetivo da Reunião (*) Apresentação da Síntese dos Resultados dos Estudos do PEN 2018 Carta Convite ONS 0250/DPL/2018, de 30/05/2018 (*) em atendimento aos Procedimentos de Rede 2

3 Abertura da Reunião Contextualização e Reflexões Iniciais Indicadores da Expansão Análise de Desempenho do SIN Energia e Potencia Cenários de Sensibilidade Discussão com Participantes

4 Contextualização e Reflexões Iniciais

5 Cronograma de Trabalho do PEN 2018 Apresentação das premissas e escopo aos Agentes Abr/18 Mai/18 Jun/18 Jul/18 25/04 Montagem dos cenários propostos e execução das simulações Apresentação dos resultados aos Agentes 16/04 25/05 Hoje 26/06 Até 29/06 Versão final do PEN 2018 (Informações Visuais, Sumex, Vol. I - Condições de Atendimento e Vol. II Relatório Complementar) 06/07 5

6 Proposta de Escopo do PEN 2018 Relatório de Informações Visuais Relatório com Informações Gráficas - recursos estritamente visuais, trazendo as principais premissas e resultados através de gráficos e tabelas. Síntese Gerencial Sumário Executivo resumo das principais premissas, das conclusões e das recomendações. VOL 1 Condições de Atendimento Energético Análise detalhada das premissas/dados e resultados VOL 2 Relatório Complementar Contém conceitos básicos, metodologia, avaliações complementares e vários anexos de dados. 6

7 Reflexões Iniciais Principais Temas que pautaram o Planejamento Energético no Ciclo Anual de 2018 do Planejamento da Operação Energética

8 Principais Temas em Pauta 1. Previsibilidade Aperfeiçoamentos Metodológicos e Previsões de Geração da Oferta Programada 2. A Novas Renováveis A Expansão, a Operação e os Desafios - a realidade operativa das eólicas e fotovoltaicas 3. Condições de Atendimento ao Mercado de Energia Curto e Médio Prazos (novidades) 4. O Atendimento à Demanda Máxima (outra novidade) 8

9 Principais Temas em Pauta 1. Previsibilidade Aperfeiçoamentos Metodológicos e Previsões de Geração da Oferta Programada (1/2) Reposta da Demanda A BRASKEM ofertou, para a semana de 23 a 29/06/2018, redução de 10 MW a um custo de R$ 485,00/MWh por um período de 4 horas no dia que for utilizado, desde que comandado no D-1 (etapa de Programação Diária). Esta oferta se refere à unidade UNIB BA, conectada à subestação Camaçari, na Bahia. Preço Horário Iniciado o Processo Shadow ONS/CCEE em abril de 2018 e previsão de implantação para janeiro de Evolutivas necessárias em andamento. Validação do Modelo também em andamento. Aperfeiçoamentos Metodológicos CPAMP Reamostragem/alfa e lambda e aberturas e ONS Restrições Disjuntivas Aversão ao Risco. 9

10 Principais Temas em Pauta 1. Previsibilidade Aperfeiçoamentos Metodológicos e Previsões de Geração da Oferta Programada (2/2) Concluída a validação do Modelo de Previsão de Geração Eólica do ONS Previsões de Vazões com o uso do Modelo Smap para todas as Bacias e para o horizonte de um mês Em desenvolvimento o Modelo de Previsão de Carga para o PMO e para a Programação Diária 1º Workshop sobre Geração Fotovoltaica - Início da construção de um Modelo de Previsão de Geração Fotovoltaica 10

11 Principais Temas em Pauta 1. Previsibilidade Aperfeiçoamentos Metodológicos e Previsões de Geração da Oferta Programada 2. A Novas Renováveis A Expansão, a Operação e os Desafios - a realidade operativa das eólicas e fotovoltaicas 3. Condições de Atendimento ao Mercado de Energia Curto e Médio Prazos (novidades) 4. O Atendimento à Demanda Máxima (outra novidade) 11

12 A Matriz de Energia Elétrica em 2017 Geração Verificada no SIN em MWmed Uma Matriz Verde Reservatórios Fio D água ~ 50 % em capacidade instalada 12

13 O Potencial das Renováveis Potencial Hidrelétrico de 246 GW, segundo Eletrobras (2017) Só aproveitamos cerca de 43% até agora On-shore: Inicialmente estimado como 143 GW (2001), estudos em desenvolvimento no INCT-Clima apontam que pode chegar a 880 GW, sendo que 522 GW são considerados tecnicamente viáveis. Off-Shore: GW, segundo estudo em desenvolvimento pelo INCT. Só aproveitamos cerca de 0,68% até agora Potencial de GW de geração solar fotovoltaica, segundo EPE Só aproveitamos cerca de 0,0034% até agora 13

14 A Oportunidade das Novas Renováveis EÓLICAS PCHs NOVA FRIBURGO/RJ Menor Capital Intensivo (pegamos carona do 1º mundo) Mais Rápidas de Construir Menor Risco Construtivo FOTOVOLTAICAS BIOMASSA Licenças ambientais mais fáceis Atração de Capita local e Fundos de investimentos Preconceito aos reservatórios (sequer é avaliado o tradeoff ambiente X benefícios) 14

15 Balanço Energético do Nordeste out/2009 maio/

16 Geração Eólica x Fotovoltaica do SIN em 23/02/ Capacidade Instalada* Eólica Fotovoltaica MW SolarEólica MW * Usinas em operação comercial e em teste até 22/02/2018 Geração (MWmed)

17 Fator de Capacidade da Geração Eólica x Fotovoltaica do SIN em 23/02/ % 60% Fotovoltaica Eólica Capacidade Instalada* Eólica MW Solar MW * Usinas em operação comercial e em teste em 22/02/ % Fator de Capacidade (%) 40% 30% 20% 10% 0%

18 Geração Eólica x Fotovoltaica do SIN - 22/02 a 24/02/ /02/ /02/ /02/ Fotovoltaica Eólica :00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 18 Geração (MWMed)

19 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Fator de Capacidade Geração Eólica x Fotovoltaica do SIN - 22/02 a 24/02/ /02/ /02/ /02/2018 Fotovoltaica Eólica 19 FC (%)

20 A Geração Solar em abril de 2018 Fonte: Boletim Mensal de Geração Solar Fotovoltaica Abril/2018, do ONS 20

21 Recorde de geração eólica média e instantânea no Nordeste 23/06/2018 Fonte: ONS, Boletim da Pós-operação do COSR-NE Fonte: ONS, Boletim Diário da Operação de 23/06/2018 Geração eólica média diária de MWmed 70% da demanda média do Subsistema Nordeste, Fator de Capacidade de 66%. Geração eólica instantânea de MW, às 10h09 80% da demanda instantânea do Subsistema Nordeste com fator de capacidade de 75%. O Nordeste exportou energia praticamente durante todo o dia, cerca de MWmed. 21

22 Capacidade de Armazenamento do SIN dez/ MWmês 6 % EARmáx do SIN MWmês 18 % EARmáxdo SIN SIN MWmês MWmês 70 % EARmáxdo SIN Ref.: PMO Abril/ MWmês 7 % EARmáxdo SIN 22

23 Principais Temas em Pauta 1. Previsibilidade Aperfeiçoamentos Metodológicos e Previsões de Geração da Oferta Programada 2. A Novas Renováveis A Expansão, a Operação e os Desafios - a realidade operativa das eólicas e fotovoltaicas 3. Condições de Atendimento ao Mercado de Energia Curto e Médio Prazos (novidades) 4. O Atendimento à Demanda Máxima (outra novidade) 23

24 Análise de Médio Prazo Metodologia e Produtos

25 Sistemática da Avaliação Energética de Médio Prazo (1) Oferta = Definida pelos LENs + (*) MW ou MWmed Carga 100% contratada Horizonte do PEN e PMO: 5 anos Métricas atuais: Riscos de Déficit e CMOs, Balanços Estáticos (E/P) EAR X EARmax ENAs necessárias + Indicadores de Segurança Energética (*) as Usinas Autorizadas pela ANEEL ( verdes ) (1) Análise de desempenho 25 25

26 Evolução da Carga Própria de Energia / 2022

27 Previsão da Carga Própria de Energia 2018/2022 SIN 27

28 Previsão da Carga Própria de Energia 2018/2022 SIN PIB ,8% a.a Cenário de Referência - janeiro/2018 Cenário de Referência - maio/2018 SIN MWmed Crescimento (%) ,7% ,8% ,8% ,8% ,0% ,9% SIN MWmed Crescimento (%) ,0% ,9% ,8% ,9% ,0% ,9% Obs.: O mercado a ser utilizado nas simulações inclui as parcelas do mercado ANDE e o consumo da UHE Itaipu (50Hz) 28

29 Projeções de Carga do SIN (MWmed) Horizonte do PEN MWmed MWmed MWmed anos de atraso PEN2018 PEN2017 PEN 2016 PEN 2015 PEN2014 PEN2013 PEN

30 Sistemática da Avaliação Energética de Médio Prazo AÇÕES DE CURTO PRAZO FOCO 2018 A 2019 HORIZONTE DE 5 ANOS 1ºANO 2ºANO 3ºANO 4ºANO 5ºANO Os níveis de armazenamento e os cenários de afluências são determinantes para as estratégias de segurança do atendimento. Avaliações Determinísticas Requisitos de ENAs Níveis de Segurança Avaliações Probabilísticas 30 30

31 Sistemática da Avaliação Energética de Médio Prazo HORIZONTE DE 5 ANOS AÇÕES DE MÉDIO PRAZO FOCO 2020 A ºANO 2ºANO 3ºANO 4ºANO 5ºANO A expansão da Geração e Transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento. Propostas ao MME/CMSE -EPEde providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança Avaliação Probabilística (*) MÉTRICAS RISCOS DE DÉFICIT (*), CMO {BALANÇOS ESTÁTICOS (E&P) (*) 1 patamar sem tendência hidrológica 31

32 Análise Conjuntural Condições Hidrológicas Antecedentes

33 ENA SE/CO Comparação 2013/2017 com o Período Crítico do SIN 1951/

34 ENA Sul Comparação 2013/2016 com o Período Crítico do SIN 1951/

35 ENA Nordeste Comparação 2013/2017 com o Período Crítico do SIN 1951/

36 ENA Norte Comparação 2013/2017 com o Período Crítico do SIN 1951/

37 ENAs Históricas Sudeste/Centro-Oeste verificado até 24 junho DEZ NOV OUT SET AGO JUL JUN MAI ABR MAR FEV JAN DEZ NOV OUT SET AGO JUL JUN MAI ABR MAR FEV JAN DEZ NOV OUT SET AGO JUL JUN MAI ABR MAR FEV JAN DEZ NOV OUT SET AGO JUL JUN MAI ABR MAR FEV JAN % % % % % 120% 80% 40% 0% verificado até 24 jun = 79% º ano 2º ano 3º ano 4º ano % MLT

38 DEZ NOV OUT SET AGO JUL JUN MAI ABR MAR FEV JAN DEZ NOV OUT SET AGO JUL JUN MAI ABR MAR FEV JAN DEZ NOV OUT SET AGO JUL JUN MAI ABR MAR FEV JAN DEZ NOV OUT SET AGO JUL JUN MAI ABR MAR FEV JAN % ENAs Históricas Nordeste verificado até 24 junho % verificado até 24 jun = 38% % % 160% 120% 80% 40% 0% º ano 2º ano 3º ano 4º ano % MLT

39 Distribuição Espacial de EAR e ENA Sudeste/Centro-Oeste dezembro/17 a abril/18 Peso das Bacias do SE/CO na EAR SE/CO 84% 67% 47% NE 18% N 5% 107% 71% 55% 139% 73% ENA S 7% SE/CO 70% EAR em %máx em %MLT perdemos o período chuvoso 39

40 Acompanhamento ENA e EAR das principais bacias Norte Tocantins 94,7% Arm. N Amazonas 5,3% Arm. N ENA (%MLT) EAR (%EAR Máx) 66 35, ,2 Valores verificados até 20/06 Nordeste S. Francisco 97,0% Arm. NE ENA (%MLT) EAR (%EAR Máx) 39 38,1 Sudeste Centro-Oeste ENA (%MLT) EAR (%EAR Máx) Sul Iguaçu 50,6% Arm. S Uruguai 30,1% Arm. S Jacuí 16,0% Arm. S ENA (%MLT) EAR (%EAR Máx) 31 46, , ,8 Paranaíba 38,5% Arm. SE/CO Grande 25,4% Arm. SE/CO Paranapanema 5,9% Arm. SE/CO Tietê 3,6% Arm. SE/CO Paraná 3,0% Arm. SE/CO 62 40, , , , ,0 40

41 Condições Hidrológicas (ENA) em 2018 Bacia Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho (01a 20/06) Grande 66% MLT 19º Pior 47% MLT 13º Pior 61% MLT 11º Pior 44% MLT 4º Pior 42% MLT 2º Pior 49% MLT 3º Pior Paranaíba 59% MLT 10º Pior 60% MLT 16º Pior 65% MLT 15º Pior 63% MLT 10º Pior 59% MLT 4º Pior 62% MLT 6º Pior Tocantins 52% MLT 9º Pior 98% MLT 36º Melhor 95% MLT 38º Melhor 103% MLT 33º Melhor 68% MLT 13º Pior 66% MLT 9º Pior Tietê 101% MLT 40º Melhor 61% MLT 14º Pior 77% MLT 25º Pior 86% MLT 33º Pior 66% MLT 11º Pior 72% MLT 24º Pior Paranapanema 211% MLT 5º Melhor 108% MLT 36º Melhor 110% MLT 31º Melhor 129% MLT 17º Melhor 75% MLT 32º Pior 67% MLT 34º Pior Paraná 131% MLT 11º Melhor 88% MLT 26º Pior 98% MLT 42º Pior 98% MLT 42º Melhor 81% MLT 22º Pior 82% MLT 28º Pior SE/CO 97% MLT 42º Pior 83% MLT 19º Pior 89% MLT 27º Pior 90% MLT 27º Pior 78% MLT 10º Pior 80% MLT 16º Pior NE 36% MLT 3º Pior 45% MLT 10º Pior 54% MLT 15º Pior 48% MLT 10º Pior 36% MLT 3º Pior 40% MLT 3º Pior 41

42 Evolução dos Armazenamentos Região Sudeste 42

43 Evolução dos Armazenamentos Região Nordeste 43

44 Energia Armazenada SE/CO Histórico Perda de regularização maior dependência da próxima estação chuvosa ,9 87,3 86,7 87,8 83,0 83,0 83,7 82,9 78,9 80, ,1 63,8 67,6 59,4 59,3 57,1 49,7 46,2 42,4 40,7 40,6 36,2 34,6 28,9 20,6 16,0 58,3 43,3 44,0 37,4 33,7 27,6 18,7 0 jan/01 mai/01 set/01 jan/02 mai/02 set/02 jan/03 mai/03 set/03 jan/04 mai/04 set/04 jan/05 mai/05 set/05 jan/06 mai/06 set/06 jan/07 mai/07 set/07 jan/08 mai/08 set/08 jan/09 mai/09 set/09 jan/10 mai/10 set/10 jan/11 mai/11 set/11 jan/12 mai/12 set/12 jan/13 mai/13 set/13 jan/14 mai/14 set/14 jan/15 mai/15 set/15 jan/16 mai/16 set/16 jan/17 mai/17 set/17 jan/18 mai/18 Aumento do Metabolismo dos Reservatórios equilíbrio estrutural é condição necessária, mas não suficiente, para o equilíbrio conjuntural 44 % EARmáx

45 Energia Armazenada Nordeste Histórico Perda de regularização maior dependência da próxima estação chuvosa ,5 97,1 98,3 98,6 95, ,0 85,1 81,9 77, , ,4 8,0 18,6 53,0 13,7 56,4 53,0 52,3 26,7 36,4 61,7 39,7 46,2 32,2 48,8 22,2 43,6 13,0 27,4 5,2 34,7 10,0 21,5 5,5 40,8 jan/01 mai/01 set/01 jan/02 mai/02 set/02 jan/03 mai/03 set/03 jan/04 mai/04 set/04 jan/05 mai/05 set/05 jan/06 mai/06 set/06 jan/07 mai/07 set/07 jan/08 mai/08 set/08 jan/09 mai/09 set/09 jan/10 mai/10 set/10 jan/11 mai/11 set/11 jan/12 mai/12 set/12 jan/13 mai/13 set/13 jan/14 mai/14 set/14 jan/15 mai/15 set/15 jan/16 mai/16 set/16 jan/17 mai/17 set/17 jan/18 mai/18 Aumento do Metabolismo dos Reservatórios equilíbrio estrutural é condição necessária, mas não suficiente, para o equilíbrio conjuntural 45 % EARmáx

46 Potência Térmica do SIN (MWmed) x CVU (R$/MWh) CVU (R$/MWh) Legenda: Nuclear Gás / GNL Carvão Óleo Comb./Diesel Biomassa / Resíduos ANGRA 1 31,17R$/MWh 640MW ERB CANDEIAS 60,00R$/MWh 17MW ANGRA 2 20,12R$/MWh 1350MW NORTEFLU-1 60,60R$/MWh 400MW PAMPA SUL 52,50R$/MWh 345MW J.LACERDA A1 238,56R$/MWh 100MW PERNAMBU_III 386,93R$/MWh 201MW SYKUE I 510,12R$/MWh 30MW CISFRAMA 284,91R$/MWh 4MW XAVANTES 1268,12R$/MWh 54MW 11 GW acima de 200 R$/MWh ~ 47 % R.SILVEIRA 723,35R$/MWh 25MW F.GASPARIAN 548,04R$/MWh 572MW FIGUEIRA 486,49R$/MWh 20MW Potência (MW) 46

47 Distribuição dos Custos Variáveis Unitários por Fonte [R$/MWh] Nuclear Carvão Biomassa Resíduos Gás GNL Óleo Comb. Diesel ANGRA 2 20,12R$/MWh 1350MW PAMPA SUL 52,50R$/MWh 345MW ERB CANDEIAS 60,00R$/MWh 17MW NORTEFLU-1 60,60R$/MWh 400MW ANGRA 1 31,17R$/MWh 640MW J.LACERDA A1 238,56R$/MWh 100MW CISFRAMA 284,91R$/MWh 4MW PERNAMBU_III 386,93R$/MWh 201MW FIGUEIRA 486,49R$/MWh 20MW SYKUE I 510,12R$/MWh 30MW F.GASPARIAN 548,04R$/MWh 572MW R.SILVEIRA 723,35R$/MWh 25MW XAVANTES 1268,12R$/MWh 54MW CVU (R$/MWh) 47

48 Custo Marginal da Operação X Energia Armazenada Sudeste/Centro-Oeste 48

49 Custo Marginal da Operação X Energia Armazenada Sul 49

50 Custo Marginal da Operação X Energia Armazenada Nordeste 50

51 Custo Marginal da Operação X Energia Armazenada Norte 51

52 Avaliação das Condições de Atendimento em 2018

53 Análise Prospectiva Região SE/CO Junho/2018 a Novembro/2018

54 Energia Armazenada Final SE/CO - EAR [%EARmáx] Nível de partida referente ao caso V.E. do PMO Jun/18 Rev.1 54

55 Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Nov/2018 SE/CO Energia Armazenada (% EAR máx) Probabilidade de EAR < 22,0% EARmáx: 42,9% % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidade 55

56 Energia Armazenada Final NE - EAR [%EARmáx] Nível de partida referente ao caso V.E. do PMO Jun/18 Rev.1 56

57 Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Nov/2018 NE Energia Armazenada (% EAR máx) Probabilidade de EAR < 19,3% EARmáx: 38,2% % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidade 57

58 Energia Armazenada Final SE/CO - [%EARmáx] 100 EAR [%EARmax] ,5 43,9 207,07 R$/MWh MWmed 54,7 199,79 R$/MWh MWmed 61,3 198,90 R$/MWh MWmed 64,2 64,9 176,18 R$/MWh MWmed CMO GT 182,10 R$/MWh MWmed Prospecção PMO jan/18 jan/18 fev/18 mar/18 abr/18 mai/18 jun/18 jul/18 ago/18 set/18 out/18 nov/18 62,2 177,52 R$/MWh MWmed 57,0 175,53 R$/MWh MWmed 51,2 183,86 R$/MWh MWmed 46,5 165,80 R$/MWh MWmed 44,4 160,13 R$/MWh MWmed %EARmax 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 44,4 Prospecção EARmáx Nov/18 36,1 34,4 31,5 28,6 22,0 0,0 jan fev mar PMO abr mai jun Prospecção PMO jun/18 CMO GT 58

59 Requisitos de ENAS para o Atendimento em 2019

60 Avaliação 2019 SE/CO SE/CO ENA dez/18-abr/19 %EARmax 69% ENA mai-nov/19 90% MLT (20/87) 2º pior (1955) = 68% MLT 22,0% 20% 30/Nov/ /Abr/ /Nov/2019 %EARmax SE/CO ENA dez/18-abr/19 79% ENA mai-nov/19 96% MLT (31/87) 2º pior (1955) = 68% MLT 22,0% 30% 30/Nov/ /Abr/ /Nov/

61 Avaliação Probabilística 2019 SE/CO 61

62 Comparação dos Armazenamentos em abril/19 com a ENA média do Período Úmido de 2019 Sudeste / Centro-Oeste 62

63 Avaliação Probabilística Energia armazenada final em Séries Sintéticas Sudeste/Centro-Oeste (com TH) 63

64 Avaliação 2019 Nordeste NE ENA dez/18-abr/19 %EARmax 36% ENA mai-nov/19 32% MLT (0/87) 2º pior (2016) = 33% MLT 19,3% 20% 30/Nov/ /Abr/ /Nov/2019 %EARmax NE ENA dez/18-abr/19 47% ENA mai-nov/19 41% MLT (1/87) 2º pior (2016) = 33% MLT 19,3% 30% 30/Nov/ /Abr/ /Nov/

65 Avaliação Probabilística 2019 Nordeste 65

66 Comparação dos Armazenamentos em abril/19 com a ENA média do Período Úmido de 2019 Nordeste 66

67 Avaliação Probabilística Energia armazenada final em Séries Sintéticas Nordeste (com TH) 67

68 Indicadores da Expansão

69 Principais Atributos da Matriz 2017/2022 (já contratada)

70 Composição da Expansão da Oferta Conjuntos de Oferta Nova 24 LEN + 3 LPE Nuclear (Não participante de leilão) (Angra III MW fora do horizonte ) 3 LFA 9 LER PCH, BIO, UEE e UFV (Não participantes de leilão) Acompanhamento DMSE Resolução CNPE 07/

71 Cronologia dos Leilões (MW) Previsão para 31/08/18 de Leilão A-6 (Fontes: Hidro, Eólica e Térmicas) Fora do Horizonte do PEN

72 A Matriz de Energia Elétrica de 2017 e 2022 Tipo Crescimento MW % MW % MW % Hidráulica ,8% ,6% ,5% Nuclear ,3% ,1% 0 0,0% Gás / GNL ,1% ,0% ,2% Carvão ,0% ,0% 282 9,0% Óleo / Diesel ,0% ,9% 286 6,0% Biomassa ,8% ,9% 206 1,5% Outras (1) 779 0,5% 950 0,5% ,0% Eólica ,9% ,8% ,9% Solar 952 0,6% ,1% ,1% Total ,0% ,0% ,0% (1) Usinas Biomassa com CVU O parque gerador brasileiro está passando por um processo de transformação e transição. A hidroeletricidade continuará como a principal fonte de geração de energia, embora sua participação no total da potência instalada do SIN será reduzida de 67,8% em 2017 para 65,6% em As novas hidrelétricas serão majoritariamente do tipo a fio d água e, consequentemente, a capacidade de regularização do SIN diminuirá gradativamente, tornando o sistema cada vez mais dependente de geração complementar à hídrica, sobretudo durante a estação seca. 72

73 A Expansão da Oferta entre 2017 e 2022 TIPO 31/12/ /12/2022 CRESCIMENTO MW % MW % MW % Hidráulica ,8% ,6% ,5% MW (96%) UHEs sem Reservatório 401 MW (4%) UHEs com Reservatório Sem Reservatório Com Reservatório UHE Belo Monte MW UHE Sinop 401 MW UHE São Manoel 700 MW UHE Colíder 300 MW PCHs 670 MW Outras 327 MW 73

74 Usinas Fotovoltaicas do SIN 2018 a 2022 Ref.: maio/

75 Usinas Eólicas do SIN 2018 a 2022 Ref.: maio/

76 Características da Oferta 2017 e % das não simuladas Capacidade instalada em 31/12/ MW Otimização Abate da Carga Otimização Abate da Carga 39% das não simuladas Capacidade prevista em 31/12/ MW 76

77 Distribuição dos Custos Variáveis Unitários por Fonte [R$/MWh] Nuclear Carvão Biomassa Resíduos Gás GNL Óleo Comb. Diesel ANGRA 2 20,12R$/MWh 1350MW PAMPA SUL 52,50R$/MWh 345MW ERB CANDEIAS 60,00R$/MWh 17MW NORTEFLU-1 60,60R$/MWh 400MW ANGRA 1 31,17R$/MWh 640MW J.LACERDA A1 238,56R$/MWh 100MW CISFRAMA 284,91R$/MWh 4MW PERNAMBU_III 386,93R$/MWh 201MW FIGUEIRA 486,49R$/MWh 20MW SYKUE I 510,12R$/MWh 30MW F.GASPARIAN 548,04R$/MWh 572MW R.SILVEIRA 723,35R$/MWh 25MW XAVANTES 1268,12R$/MWh 54MW CVU (R$/MWh) 77

78 Inflexibilidade de Geração Térmica 2018 a 2022 MWmed e Percentual da GTmax por Classe Geração Térmica Média por Fonte (MWmed) ,5% 8,9% 11,6% 9,1% 5,5% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,7% 34,1% 21,3% 30,2% 5,8% 5,7% 32,7% 31,3% 31,3% 29,5% 33,4% 28,9% 24,1% 21,4% 21,7% 27,4% 93,5% 91,6% 86,1% 80,9% 78,5% 83,1% 88,2% 91,6% 91,6% 91,6% Nuclear Biomassa e Outros Gás Natural Carvão GNL Óleo Combustível Óleo Diesel 78

79 Distribuição das Disponibilidades Máximas por CVU e Fonte Geração Térmica máxima [MWmed] Em MW 47% MW 53% > 300 Faixas de CVUs (R$/MWh) Nuclear Outros Gás natural Carvão Óleo

80 A Transmissão

81 Representação dos Subsistemas no PEN

82 Limites de intercâmbio - MWmed 82

83 Limites de intercâmbio - MWmed 83

84 Análise de Desempenho do SIN Energia e Potência

85 Análise Estrutural

86 Avaliações - PEN 2018 Riscos de Déficit (%) Séries Sintéticas SUBSISTEMA Sudeste/C.Oeste Qualquer Déficit 0,7 0,3 0,2 >1% da Carga 0,5 0,2 0,2 Sul Qualquer Déficit 0,6 0,2 0,2 >1% da Carga 0,5 0,1 0,1 Nordeste Qualquer Déficit 0,0 0,0 0,0 >1% da Carga 0,0 0,0 0,0 Norte Qualquer Déficit 0,1 0,0 0,2 >1% da Carga 0,1 0,0 0,1 86

87 Avaliações - PEN 2018 CMOs (R$/MWh) Séries Sintéticas SUBSISTEMA Sudeste/C.Oeste Sul Nordeste Norte 64,38 80,51 94,35 63,89 79,47 92,92 40,96 69,20 92,15 43,31 71,55 91,96 87

88 Estatísticas CMOs (R$/MWh) Ano Média Mínimo 1º Quartil (25%) Mediana 3º Quartil (75%) Máximo N NE S SE/CO ,38 0,00 9,75 30,14 69, , ,51 0,04 24,53 55,59 100, , ,35 1,04 35,20 65,22 114, , ,89 0,00 9,38 29,74 68, , ,47 0,01 23,26 54,11 99, , ,92 0,67 34,17 64,12 113, , ,96 0,00 7,74 25,11 57,56 755, ,20 0,04 22,91 51,75 90, , ,15 1,04 34,64 64,53 111, , ,31 0,00 8,29 25,75 58,33 757, ,55 0,04 23,59 53,22 93, , ,96 1,04 34,73 64,42 110, ,59 88

89 Expectativa de Geração Térmica 2020 a 2022 Geração Térmica Média por Fonte (MWmed) ,5% 0,2% 0,8% 12,1% 30,7% 12,2% 0,1% 25,6% 49,8% 30,1% 48,2% 43,4% 33,2% 36,1% 28,6% 88,4% 86,2% 85,3% 95,8% 96,5% 97,0% Nuclear Biomassa e Outros Gás Natural Carvão GNL Óleo Combustível Óleo Diesel 89

90 Avaliações - PEN 2018 Riscos de Déficit (%) Séries Históricas SUBSISTEMA Sudeste/C.Oeste Qualquer Déficit 0,0 0,0 0,0 >1% da Carga 0,0 0,0 0,0 Sul Qualquer Déficit 0,0 0,0 0,0 >1% da Carga 0,0 0,0 0,0 Nordeste Qualquer Déficit 0,0 0,0 0,0 >1% da Carga 0,0 0,0 0,0 Norte Qualquer Déficit 0,0 0,0 0,0 >1% da Carga 0,0 0,0 0,0 90

91 Escoamento da Energia da UHE Belo Monte

92 Expansão do Sistema de Transmissão Dezembro 2019 Bipolo±800 kv Xingu-Terminal Rio 92

93 Limites para Escoamento da Energia Gerada em Belo Monte Amapá Manaus Nó Xingu Nó Jurupari Norte UHE Belo Monte SE/CO 93

94 Escoamento da Energia Gerada em Belo Monte Sem previsão de engarrafamento da energia gerada na UHE Belo Monte Cronograma de geração concatenado ao cronograma de transmissão. 2º Bipolo (dez/2019) Limite de Escoamento Evolução da Capacidade Instalada mai/18 jun/18 jul/18 ago/18 set/18 out/18 nov/18 dez/18 jan/19 fev/19 mar/19 abr/19 mai/19 jun/19 jul/19 ago/19 set/19 out/19 nov/19 dez/19 jan/20 fev/20 mar/20 abr/20 mai/20 jun/20 jul/20 ago/20 set/20 out/20 nov/20 dez/20 jan/21 fev/21 mar/21 abr/21 mai/21 jun/21 jul/21 ago/21 set/21 out/21 nov/21 dez/21 jan/22 fev/22 mar/22 abr/22 mai/22 jun/22 jul/22 ago/22 set/22 out/22 nov/22 dez/22 94 MWmed

95 Escoamento da Energia do Subsistema Norte

96 Limite de Exportação Total do Norte 96

97 Escoamento do excedente de Geração do Norte Patamar de Carga Leve Excedente médio de energia não transmissível no período janeiro/junho de cada ano e probabilidade de haver excedente MWmed 93% MWmed 99% MWmed 88% MWmed 74% MWmed 73% 2º Bipolo (dez/2019) Limite de Escoamento mai/18 jun/18 jul/18 ago/18 set/18 out/18 nov/18 dez/18 jan/19 fev/19 mar/19 abr/19 mai/19 jun/19 jul/19 ago/19 set/19 out/19 nov/19 dez/19 jan/20 fev/20 mar/20 abr/20 mai/20 jun/20 jul/20 ago/20 set/20 out/20 nov/20 dez/20 jan/21 fev/21 mar/21 abr/21 mai/21 jun/21 jul/21 ago/21 set/21 out/21 nov/21 dez/21 jan/22 fev/22 mar/22 abr/22 mai/22 jun/22 jul/22 ago/22 set/22 out/22 nov/22 dez/22 97 MWmed

98 Escoamento da Energia do Subsistema Nordeste

99 Defluência das UHEs do Rio São Francisco Vazão [m 3 /s] Rio São Francisco Em 2019 A partir de jan/ Despacho SRG/ANEEL nº 1.354, de 17/05/2017, anui às recomendações contidas na Carta ONS 0146/300/

100 Balanço Estático para o Nordeste Até o PEN 2012, verificava-se restrição de alocação nos três últimos anos de análise. Recomendava-se, então, o desenvolvimento de estudos de viabilidade econômica de ampliação da capacidade de exportação do Nordeste. A partir do PEN 2013, com a antecipação das obras na região Nordeste relativas ao escoamento da geração da UHE Belo Monte e das usinas eólicas e considerando os reforços associados a expansão da interligação N/NE-SE/CO, o limite de exportação da região Nordeste foi elevado para aproximadamente MWmed, não havendo mais restrições de alocação. Para o PEN 2016 e PEN 2017, com o atraso das obras de Abengoa e seu impacto nas obras da região Nordeste relativas ao escoamento da geração da UHE Belo Monte, volta-se a apresentar restrições de alocação de recursos no subsistema Nordeste. 100

101 Energia do NE Não Alocável no SIN (MWmed) 101

102 Balanço Estático de Energia

103 Balanço da Energia Firme (MWmed) Carga (A) Energia Firme (EFH) (B) Participação da EFH (B)/(A) 78% 76% 74% 71% 68% GTMAX (C) Participação da GT (C)/(A) 24% 23% 24% 25% 24% Não Simuladas (NS) (D) Participação da NS (D)/(A) 18% 18% 18% 18% 18% Balanço Final (B) + (C) + (D) (A) Necessidade de GT (1) (E)/(A) 4% 6% 8% 11% 14% E = (A) ((B)+(D)) (E)/(C) 18% 26% 34% 43% 57% GT Inflexível (F) Participação da GTinflexível (F)/(A) 8% 8% 8% 7% 7% (F)/(C) 33% 34% 32% 29% 28% (1) Valores para fechar o balanço em zero, considerando a inflexibilidade das usinas não simuladas individualmente. 103

104 Balanço de Energia Contratada SIN SIN - OFERTA PEN (MWmed) UHE TOTAL UTE TOTAL PCHs, BIOs e UEEs IMPORTAÇÃO DE ENERGIA OFERTA TOTAL CARGA BALANÇO Equilíbrio Estrutural Assegurado 104

105 Balanço de Demanda

106 Cenários de Sensibilidade

107 Cenários de Sensibilidade Transmissão e Carga

108 Objetivo Avaliar o impacto nos índices de desempenho do SIN ocasionado por alterações nas premissas da transmissão ou da demanda de energia elétrica no horizonte de análise do planejamento da operação. Cenários de Sensibilidade à Transmissão Atraso dos reforços para o escoamento de energia do subsistema NE (2022) Cenário de Sensibilidade à Carga 108

109 Cenários de Sensibilidade à Transmissão

110 Sensibilidade à Transmissão Custos Marginais de Operação 110

111 Expansão do Sistema de Transmissão Poções 2 Padre Paraiso C1 e C2 Ibiocara Poções 2 Sapeaçu Poções 2 Bom Jesus da Lapa Janaúba 3 Igaporã Janaúba 3 C1 e C2 111

112 Resultados CMO (R$/MWh) Sensibilidade à Transmissão Os resultados do cenário de sensibilidade destacam a importância dos reforços previstos e a necessidade de acompanhamento de seu cronograma. 112

113 Cenário Sensibilidade à Carga

114 Carga - Cenário de Sensibilidade Taxa de Crescimento 2018/2022 = 5,3% Taxa de Crescimento 2018/2022 = 3,9% ~1 ano de antecipação MWmed Cenário de Referência Cenário de Sensibilidade à Carga 114

115 Resultados CMO (R$/MWh) Sensibilidade à Carga Subsistema Sensibilidade à Carga Cenário de Referência - CR SE/CO 107,23 161,77 214,95 64,38 80,51 94,35 SUL 106,38 159,82 213,06 63,89 79,47 92,92 NORDESTE 67,85 131,91 205,30 40,96 69,20 92,15 NORTE 74,98 139,81 204,66 43,31 71,55 91,96 Os CMOs médios anuais de todos os subsistemas se elevam, quando comparados com o Cenário de Referência (CR). Ressalta-se, porém, que permanecem inferiores ao Custo Marginal de Expansão - CME utilizado pelo MME/EPE (217,00 R$/MWh). Com relação aos riscos de déficit não sofreram alterações significativas, permanecendo inferiores ao critério de garantia postulado pelo CNPE (risco máximo de 5%) nestes subsistemas. 115

116 Indicadores de Segurança Energética

117 Referencial Teórico Aplicação dos Indicadores de Segurança Energética (ISEN) com base em metodologia proposta em Objetivo Coletar contribuições para o aperfeiçoamento da metodologia e implantação nos processos do planejamento da operação e de monitoramento do SIN. Medida da segurança do atendimento posicionamento do estoque de energia armazenada em relação a requisitos de armazenamento previamente fixados (elementos de referência). 117

118 Elementos de Referência Duas referências delimitam três distintas faixas de armazenamento no reservatório equivalente de cada subsistema. No PEN 2017, essas referências foram consideradas constantes no tempo. 100% NORMALIDADE: EAR > 30%EARmáx ALERTA: EAR superior a 10%EARmáx e inferior a 30%EARmáx CRÍTICA: EAR < 10%EARmáx 30% 10% 118

119 Elementos de Referência (1º ano) PEN 2018 Elementos de referência para o 1º ano baseados em metodologia similar àquela usada para a determinação dos Níveis Meta (NM) para os POCP. SE/CO NSPU 40,0% 36,9% 13,3% 2º pior ENA 10% Nov 1º ano Abr 2º Ano Nov 2º ano 119

120 Elementos de Referência (1º ano) 100% NORMALIDADE: EAR > 36,9%EARmáx ALERTA: EAR superior a 13,3%EARmáx e inferior a 36,9%EARmáx CRÍTICA: EAR < 13,3%EARmáx 36,9% 13,3% 120

121 Elementos de Referência 100% 90% 80% 70% SE/CO %EARmáx 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 100% CRÍTICO ALERTA NORMALIDADE NE %EARmáx 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% CRÍTICO ALERTA NORMALIDADE 121

122 Sinais das Condições de Atendimento Sinais das Condições de Atendimento, resultante dos armazenamento obtidos após simulação com o NEWAVE: VERMELHO: Frequência de EAR em estado crítico superior a 10% AMARELO: Frequência de EAR em estado de alerta superior a 20% e em estado crítico inferior a 10% VERDE: Frequência de EAR em estado de normalidade superior a 70% OBS: São avaliados os armazenamentos entre abril e novembro de cada ano. 122

123 Resultados 2018

124 Indicadores de Segurança Conjunturais 2018 Sudeste/Centro-Oeste Frequência 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 48,2% 55,6% 69,0% 79,6% 79,2% 40,6% 50,4% 28,5% 16,5% 18,0% 4,0% 2,9% 2,5% 3,9% 1,4% PMO jan PMO fev PMO mar PMO abr PMO mai Crítica EAR < 10%EARmáx Alerta 10%EARmáx < EAR < 30%EARmáx Normalidade EAR > 30%EARmáx PMO jan PMO fev PMO mar PMO abr PMO mai Sinal das Condições de Atendiento verde verde amarelo amarelo amarelo 124

125 Indicadores de Segurança Conjunturais 2018 Nordeste PMO jan PMO fev PMO mar PMO abr PMO mai Sinal das Condições de Atendiento vermelho vermelho vermelho vermelho amarelo 125

126 Resultados 2019/2022

127 Indicadores de Segurança Estruturais 2019/2022 Sudeste/Centro-Oeste - Com Política de Operação dos Reservatórios do Rio São Francisco em 2020/ Sinal das Condições de Atendimento verde verde verde verde 127

128 Indicadores de Segurança Estruturais 2019/2022 Nordeste Com Política de Operação dos Reservatórios do Rio São Francisco em 2020/ Sinal das Condições de Atendimento verde verde verde verde 128

129 Reflexões Finais

130 Requisitos Operativos de um Sistema Elétrico 58,5 Hz f 61,5 Hz Geração Carga Vale a pena uma Boa Previsão Reserva Adequada 130

131 O Desafio do Equilíbrio Carga X Geração na Matriz atual O que precisamos, a despeito das Novas Renováveis: Reservatórios de Regularização Por menores que sejam Novas UTEsa GN (do Pré-Sal?) menores custos Baterias Energy Storage... Questão de tempo Novas Nucleares... Por que não??? 131

132 O Planejamento da Expansão Atividades de planejamento da expansão que mais poderão afetar, no futuro, a operação do SIN: Aprimoramento dos leilões de energia nova considerando: Valoração dos Atributos de cada tipo de geração. Compatibilização dos prazos das obras da geração e da transmissão. 132

133 O Futuro da Matriz de Energia Elétrica Reflexões Atributos das fontes tais como: Segurança no Suprimento Despachabilidade Flexibilidade Complementaridade Baixo Impacto Ambiental Baixa emissão de GEEs Renovabilidade 133

134 Principais Desafios na Transmissão INTERLIGAÇÃO Manaus/Boa Vista INTEGRAÇÃO DE BELO MONTE -CC USINAS FUTURAS ALOCADAS NE INTERLIGAÇÃO USINAS RIO TELES PIRES AO SIN INTERLIGAÇÃO USINAS RIO MADEIRA AO SIN AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO SUDESTE- NORDESTE AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE- NORDESTE USINAS FUTURAS ALOCADAS SUL 134

135 Preocupações para Acomodar Montantes Maiores de Fontes Intermitentes Fontes Convencionais ~ ~ SIN Demanda Demanda Demanda Aumento de fontes intermitentes e GD: Fontes Intermitentes Necessidade de geração de backup e reserva de potência. Aumenta nível de imprevisibilidade no SIN. Necessidade de modernização de equipamentos para estabilidade dinâmica. Necessidade de grandes alterações regulatórias. Aumenta a complexidade da operação da redes de transmissão e de distribuição (tendência mundial). GD (Geração distribuída micro e mini) 135

136 O Paradigma da Expansão da Matriz (Resumo) Expansão ótima possível no médio prazo UHEs com reservatórios de pequeno porte UTEs de CVU baixo (GN; Carvão; GNL; + + Biomassa e, no longo prazo, nuclear) Eólicas, Solares e PCH s + UTEs para atendimento de ponta e backup (geração de reserva) + Ampliação dos grandes troncos de transmissão, em especial entre regiões, considerando o critério N-2 de confiabilidade como forma de mitigar a ocorrência de grandes perturbações Montantes adequados, considerando custos e segurança energética, devem ser determinados permanentemente por estudos de planejamento da expansão e planejamento da operação. 136

137 Discussão com Participantes

138