Avaliação do Atendimento Energético 2007 / 2011

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1 Avaliação do Atendimento Energético 2007 / 2011 Reunião ABRAGE Brasília 30 de agosto de 2007 Hermes J. Chipp Diretor Geral

2 2 Estrutura da Apresentação 1. Objetivo 2. Sistemática de Avaliação 3. Atendimento 2007/2011 PEN Cenários Avaliados 5. Resultados 6. Conclusões e Recomendações

3 3 Objetivo Avaliar as condições de atendimento energético em horizonte de 5 anos Período requerido para que, sob a visão do ONS, possam ser tomadas decisões de antecipação e/ou implantação de Geração e Transmissão pelo MME/CMSE EPE, para aumentar a margem de segurança da operação.

4 4 Sistemática de Avaliação Foco em 2007 e 2008 Foco de 2009 a 2011 Curto Prazo 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 A expansão da Geração e Transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento. Para superar estiagens deve se utilizar estratégias especiais de operação Propostas ao MME/CMSE - EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança

5 Estratégia de Operação Visando a Segurança do Atendimento para os dois primeiros anos Curto Prazo (foco em 2007 e 2008) 5 Estabelecimento de Nível Meta de Armazenamento ao final do período seco do 1º ano (novembro), para garantir o atendimento no 2º ano, considerando o pior período úmido do histórico (dez/1º ano abr/2º ano). Para atingir o Nível Meta de Armazenamento poderá ser necessária a utilização antecipada de geração térmica e/ou elevação de intercâmbios entre subsistemas

6 6 Proposta do ONS de Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual Curto Prazo Nível verificado Final Fev Afluência no Período Seco No período mar/nov, caso necessário, serão adotados procedimentos operativos intercâmbios entre subsistemas e antecipação de geração térmica para atingir o nível meta desejado em novembro do 1º ano buscando o aumento da garantia do atendimento no 2º ano. Nível Meta (%EAR) N1 N2 N3 Afluência selecionada para critério de segurança desejado Dez/Abr Pior do histórico 2º pior do histórico CAR NSPU Jan/1ºAno Verificado Final Jan Afluência Selecionada para Critério de Segurança Desejado Afluência CAR NSPS 10% Fev/1ºAno Nov/1ºAno Abr/2ºAno Nov/2ºAno

7 7 Níveis Meta SE/CO e NE Nível Meta (%EAR) Afluência Dez/Abr Região SE/CO 55% 38% Pior do histórico 70 / 71 (48%MLT) CAR (62%MLT) 3º pior histórico Região NE 42% 28% Pior do histórico 70 / 71 (43%MLT) CAR (53%MLT) 3º pior histórico SE/CO 42,0% NE 48,0% SE/CO Afluência CAR 72%MLT 10% NE 53%MLT Fev/07 Jul/07 Nov/07 Abr/08 Nov/08

8 8 Fase 1 Estudo prospectivo 90% Armazenamento 80% 70% 60% 50% 40% 30% FIM DO PROCESSO NÍVEL META SITUAÇÃO 1 Armazenamento igual ou superior ao Nível Meta. FIM DO PROCESSO 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov 90% SITUAÇÃO 2 Armazenamento é inferior ao Nível Meta. Armazenamento 80% 70% 60% 50% PASSA PARA FASE 2 40% 30% PASSAR À FASE 2 NÍVEL META 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov

9 9 Fase 2 Determinação do Nível de Segurança 90% Nível de segurança (final do mês do PMO) Otimização determinística com afluência conservadora verossímil, com DECOMP, restrição de Nível Meta 80% (com conhecimento do futuro) Armazenamento 70% 60% 50% Nível inicial do PMO Nível Meta 40% 30% Mês do PMO 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov

10 10 Fase 3 Aplicação do Nível de Segurança Semanalmente, compara-se os armazenamentos ao final do mês, no PMO e suas revisões, com os Níveis de Segurança mensais. 90% 80% PMO e Revisões : EAR ao final do mês no PMO fica acima do Nível de Segurança Nível de segurança Armazenamento 70% 60% 50% 40% Mês do PMO FIM DO PROCESSO 30% Nível Meta 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov

11 11 Fase 3 Aplicação do Nível de Segurança Semanalmente, compara-se os armazenamentos ao final do mês, no PMO e suas revisões, com os Níveis de Segurança mensais. 90% 80% PMO e Revisões : EAR ao final do mês no PMO fica abaixo do Nível de Segurança Nível de segurança Armazenamento 70% 60% 50% 40% 30% Mês do PMO Indicação de ajuste de intercâmbio e geração térmica adicional (automaticamente com DECOMP) Nível Meta 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov

12 12 Fase 3 Aplicação do Nível de Segurança Esta decisão fica condicionada à probabilidade do armazenamento se manter abaixo do Nível de Segurança no segundo mês (afluências estocásticas) 90% 80% PMO e Revisões: EAR ao final do mês no PMO fica abaixo do Nível de Segurança Nível de segurança Armazenamento 70% 60% 50% 40% 30% Mês do PMO Se pelo menos 50% dos cenários ficam abaixo do Nível de Segurança, é mantida a decisão Indicação de ajuste de intercâmbio e geração térmica adicional (automaticamente com DECOMP) Nível Meta 20% fev mar abr mai jun jul ago set out nov

13 13 Aplicação dos Procedimentos de Segurança Nível Previsto 72,7% EAR (%) 31/8 EAR (%) 30/11 Nível de Segurança 69% 58% Nível Meta (%EAR) 55% 38% Afluência Dez/Abr Pior do histórico 70 / 71 (48%MLT) CAR (62%MLT) 3º pior histórico Região SE EAR (%) 31/8 EAR (%) 30/11 Nível Previsto 66,0% Nível de Segurança 65% 56% Nível Meta (%EAR) 42% 28% Afluência Dez/Abr Pior do histórico 70 / 71 (43%MLT) CAR (53%MLT) 3º pior histórico Região NE Os níveis de segurança em 31/08 foram obtidos para as afluências conservadoras verossímeis no período ago - nov, de 82% da MLT e 84% da MLT, respectivamente, nas regiões Sudeste e Nordeste. Com base nos níveis previstos para 31/08, pode-se afirmar que em 2007 não haverá necessidade de se recorrer à geração térmica adicional para atingir o nível de segurança associado à hipótese de ocorrência da pior afluência do histórico no período dez/07 a abr/08.

14 14 Atendimento 2009 / 2011 Médio Prazo Com base nos resultados dos riscos de déficit poderão ser propostas ao MME / CMSE - EPE antecipação e/ou implantação de oferta adicional de Geração e Transmissão para aumentar a segurança do atendimento.

15 15 Premissas de Carga Elaboradas pela EPE em conjunto com o ONS Trajetória Inferior PDEE MWmed Crescimento 5,4% 5,0% 4,9% 4,8% 4,4% : PIB de 4% e taxa de crescimento média anual de 4,9% da carga Trajetória Superior PDEE MWmed Crescimento ,0% ,6% ,5% ,4% ,0% : PIB de 4,8% e taxa de crescimento média anual de 5,5% da carga

16 16 Premissas de Oferta Concretização do cronograma de obras definido pelo CMSE / MME para julho de 2007, considerando o Termo de Compromisso TC da Petrobrás para disponibilidade de gás natural e a oferta dos Leilões de Energia Nova LEN: 1º Leilão 2005 entrega 2008/ 2009/ ,3 MW 2º Leilão 2006 entrega ,8 MW 3º Leilão 2006 entrega ,6 MW 1º Leilão Fonte Alternativa 2007 entrega MW 4º Leilão 2007 entrega MW O Leilão de A-3 de 2008, com produtos para entrega em 2011, também contribuirá com acréscimo de nova oferta no período Total dos Leilões : MW

17 17 Premissas de Oferta Recomposição da oferta de gás natural para GT, através do aumento da produção de gás, da infraestrutura de gasodutos, implantação de projetos de GNL e conversão de UTEs a gás natural para operação bi-combustível (TC Petrobrás ANEEL). Nº Subsistema Eventos Marco 1 SE/CO Aumento da produção do ES e gasoduto Cabiúnas-Vitória 1º Sem SE/CO GNL no SE (Rio de Janeiro) (*) 1º Sem SE/CO GASBEL 2º Sem NE Contratação de Backup 2º Sem NE GNL no NE (Pecém) Abril NE Obras de interligação (NE Meridional com NE Setentrional) 2º Sem NE GASENE 1º Sem S Compressão adicional no gasoduto Paulínia-Araucária 1º Sem S-SE/CO Deslocamento de GN do Sul para o Sudeste 1º Sem (*) O TC considera a operação da UTE Piratininga 3,4 com óleo

18 18 Disponibilidade de Energia à GN incluindo TC (MWmed) Sudeste/Centro-Oeste jul-2007 jan-2008 jul-2008 jan-2009 jul-2009 jan-2010 jul-2010 jan-2011 jul-2011 CCBS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 183,9 183,9 183,9 Eletrobolt 25,5 24, ,8 239, ,7 314,7 314,7 314,7 314,7 Ibiritermo 0,0 0,0 0,0 0,0 0, ,3 199,3 199,3 199,3 Juiz de Fora 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 Norte Fluminense 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 733,3 Nova Piratininga 0,0 0,0 0,0 0, ,3 245,3 347,8 347,8 347,8 Piratininga 1 e 2 0,0 76, ,7 153,7 0,0 0,0 133,0 133,0 133,0 Piratininga 3 e 4 0,0 0,0 0,0 140, ,0 228,0 228,0 228,0 228,0 Termomacaé 0,0 0, ,2 850,2 850,2 850,2 850,2 846,3 846,3 Termorio 409,3 394,6 394,6 455,2 965,5 963,2 963,2 963,2 963,2 2 Três Lagoas 190,7 182,0 0,0 0,0 182,7 182,7 182,7 182,7 182,7 SUB-TOTAL 1.433, , , , , , , , ,4 Sul jul-2007 jan-2008 jul-2008 jan-2009 jul-2009 jan-2010 jul-2010 jan-2011 jul-2011 Araucária 458,2 433,3 217,5 217,5 217,5 217,5 433,3 433,3 433,3 9 8 Canoas 0,0 70,1 140,2 140,2 140,2 140,2 140,2 140,2 140,2 SUB-TOTAL 458,2 503,4 357,7 357,7 357,7 357,7 573,5 573,5 573,5 Nordeste jul-2007 jan-2008 jul-2008 jan-2009 jul-2009 jan-2010 jul-2010 jan-2011 jul-2011 FAFEN 119,3 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 113,6 5 Fortaleza 0,0 0,0 157,2 314,2 314,2 314,2 314,2 314,2 314,2 Termobahia 90,6 90,6 90, ,5 141,5 141,5 141,5 141,5 141,5 Termoceará 0,0 0,0 103,6 209,2 208,7 211,1 211,1 211,1 211,1 5 Termopernambuco 94,7 0,0 164,8 164, ,2 457,2 457,2 457,2 457,2 Vale do Açu 0,0 0,0 131,0 262,2 262,2 262,2 262,2 262,2 262,2 5 SUB-TOTAL ,6 204,2 760, , , , , , ,8 Bahia I 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,2 7,2 Termocabo 4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Petrolina 0,0 0,0 0,0 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5 SUB-TOTAL - 2 0,0 0,0 0,0 115,5 115,5 115,5 115,5 122,7 122,7 SUB-TOTAL SIN 2.195, , , , , , , , ,4 UTES GN FORA DO TC 800,9 791,1 755,0 827,3 827,3 827,3 827,3 827,3 827,3 TOTAL SIN 2.996, , , , , , , , ,7 Usinas Backup Eventos relacionados ao aumento de oferta de GN

19 Disponibilidade de Energia à GN incluindo TC (MWmed) 19

20 20 Evolução da Potência Instalada MW Sistema Interligado Nacional sem Acre- TIPO Hidráulica Rondônia Térmica Total sem Acre- Rondônia Nuclear PROINFA - PCHs PROINFA - PCTs PROINFA - Eólicas Acre-Rondônia Hidro e Termo Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) Itaipu 50 Hz (1) Compras Itaipu Total Valores em 31 de dezembro de cada ano (1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai

21 21 Acréscimo anual de Nova Oferta MW Sistema Interligado Nacional sem Acre- TIPO Total Hidráulica Rondônia Térmica Nuclear PROINFA - PCHs PROINFA - PCTs PROINFA - Eólicas Total Acre-Rondônia Hidro e Termo Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) Itaipu 50 Hz (1) Compras Itaipu Total (1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai

22 22 Cenários Avaliados Cenários de Referência: Cenário 1: Considera Trajetória Inferior de Mercado PIB 4% Neste Cenário a oferta atende o princípio de contratação da totalidade do mercado. Cenário 2: Considera Trajetória Superior de Mercado PIB 4,8% Para o equilíbrio oferta demanda é necessário um acréscimo de oferta adicional de cerca de MWmed em 2011 em relação ao Cenário 1 (Contratação em 2008 para entrega em 2011).

23 23 Cenários Avaliados Cenários de Sensibilidade: Cenário 3: Cenário 2 com atraso de 1 ano no TC Neste Cenário considerou-se o atraso de 1 ano no TC, o que representa reduções de disponibilidade de 700 MWmed em 2008, MWmed em 2009, MWmed em 2010 e 500 MWmed em Cenário 4: Cenário 2 com aumento da margem de segurança Neste Cenário considerou-se em 2011 oferta adicional na região Nordeste em relação ao Cenário 2 para aumentar a margem de segurança operativa (500 MW).

24 24 Riscos de Déficit - Cenário 1 (PIB 4,0%) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit % 0,0 2,2 3,9 4,0 5,3 Déficit >1% da carga 0,0 1,7 3,4 3,3 4,0 Sul Qualquer déficit % 0,0 1,0 2,0 2,0 2,9 Déficit >1% da carga 0,0 0,7 1,5 1,5 2,2 Nordeste Qualquer déficit % 0,0 3,4 8,6 3,9 5,7 Déficit >1% da carga 0,0 2,6 2,7 1,2 2,1 Norte Qualquer déficit % 0,0 3,2 4,9 3,4 3,0 Déficit >1% da carga 0,0 2,6 3,6 2,7 2,7

25 25 Contextualização dos Déficits de Energia - Profundidade Déficits de profundidade menores do que 1% da carga em 2011: - NE : até 89 MWmédios 0,03% da capacidade de armazenamento -SE: até 378 MWmédios 0,14% da capacidade de armazenamento são evitados com procedimentos operativos de segurança elevação de intercâmbios inter-regionais e geração térmica adicional. Portanto, do ponto de vista da operação, não é adequada a consideração de déficits de profundidade de até 1% da carga.

26 26 Distribuição dos Déficits - Cenário 1 SE/CO em qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% >=13% >=14% >=15% >=16% >=17% >=18% >=19% >=20% NÚMERO DE SÉRIES Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 378 MWmed PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% MWmed

27 27 Distribuição dos Déficits - Cenário 1 Nordeste em Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit NÚMERO DE SÉRIES qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 89 MWmed PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL

28 28 Riscos de Déficit - Cenário 2 (PIB 4,8%) Sem considerar leilão em 2008: MWmédios em 2011 SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit % 0,0 2,7 4,5 4,8 7,3 Déficit >1% da carga 0,0 2,1 4,0 4,2 5,9 Sul Qualquer déficit % 0,0 1,0 3,4 3,1 4,6 Déficit >1% da carga 0,0 0,8 2,2 2,5 2,9 Nordeste Qualquer déficit % 0,0 6,6 8,4 4,1 7,5 Déficit >1% da carga 0,0 4,4 3,3 1,6 2,6 Norte Qualquer déficit % 0,0 6,0 5,9 3,6 4,8 Déficit >1% da carga 0,0 4,3 4,8 3,5 4,2

29 29 Riscos de Déficit - Cenário 2 (PIB 4,8%) Com equilíbrio de oferta MWmédios em 2011 SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit % 0,0 2,6 4,8 5,3 6,0 Déficit >1% da carga 0,0 2,1 4,3 4,7 4,8 Sul Qualquer déficit % 0,0 1,1 3,8 2,8 4,3 Déficit >1% da carga 0,0 0,8 2,2 2,0 2,9 Nordeste Qualquer déficit % 0,0 5,1 8,4 4,2 5,9 Déficit >1% da carga 0,0 3,6 3,2 1,7 2,4 Norte Qualquer déficit % 0,0 5,7 5,2 4,1 4,0 Déficit >1% da carga 0,0 4,3 4,2 3,6 3,4

30 30 Distribuição dos Déficits - Cenário 2 SE/CO em 2011 Com 1400 MWmed em Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% >=13% >=14% >=15% >=16% >=17% >=18% >=19% NÚMERO DE SÉRIES Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 391 MWmed PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% MWmed

31 31 Distribuição dos Déficits - Cenário 2 Nordeste em Com 1400 MWmed em 2011 Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 91 MWmed qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% NÚMERO DE SÉRIES PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL

32 32 Riscos de Déficit Cenário C3 (Atraso de 1 ano do TC) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit % 0,0 3,2 6,2 6,9 7,3 Déficit >1% da carga 0,0 2,5 5,3 6,0 6,5 Sul Qualquer déficit % 0,0 1,4 5,5 4,6 5,6 Déficit >1% da carga 0,0 0,9 3,1 3,5 3,9 Nordeste Qualquer déficit % 0,0 9,7 16,1 6,9 10,5 Déficit >1% da carga 0,0 6,9 6,7 2,8 3,3 Norte Qualquer déficit % 0,0 4,7 7,4 5,1 4,8 Déficit >1% da carga 0,0 4,0 6,7 4,6 4,5

33 33 Distribuição dos Déficits Cenário 3 SE/CO Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 391 MWmed qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% >=13% >=14% >=15% >=16% >=17% >=18% >=19% >=20% >=21% >=22% NÚMERO DE SÉRIES PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% MWmed

34 34 Distribuição dos Déficits Cenário 3 Nordeste Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit NÚMERO DE SÉRIES Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 91 MWmed qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% >=13% >=14% >=15% >=16% PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% MWmed

35 Contextualização do Atendimento à região Nordeste 2011 Cenário 4 35 GT = MWmed MWmed ~ NE ~ GH = MWmed Carga = MWmed Em situações críticas no Nordeste as térmicas estarão operando com capacidade máxima. O requisito de geração hidráulica para o atendimento à carga será de MWmed o que equivale em termos anuais a MWmédios cerca de 54% da MLT. A implantação de 500 MWmédios equivale em termos anuais a 6.000MWmédios - possibilita o atendimento mesmo na ocorrência do pior ano do histórico ( % da MLT).

36 36 Conclusões e Recomendações 1. Para Cenário 1 (PIB de 4%) os riscos de déficit de profundidade maiores que 1% da carga são inferiores a 5% em todas as regiões. 2. Para Cenário 2 (PIB de 4,8%), os riscos de déficit de profundidade maiores que 1% da carga, embora abaixo de 5% em todas as regiões, são crescentes ao final do horizonte. 3. Para a garantia do atendimento é de fundamental importância: A concretização do cronograma de obras do CMSE, destacando-se as usinas hidrelétricas Foz do Chapecó (855 MW), Serra do Facão (216,6 MW), São Salvador (242,2 MW), Estreito (1.087 MW), Dardanelos (261 MW), Mauá (350 MW), Simplício (306MW) e da UTE Do Atlântico (490 MW).

37 37 Conclusões e Recomendações A concretização do cronograma de expansão da produção de gás, da infra-estrutura de gasodutos da Petrobrás e da implantação do GNL - Termo de Compromisso, em que a disponibilidade de Geração Térmica da Petrobrás passa de 2.196MWmédios em 2007 para MWmédios em A duplicação da LT 500 kv Colinas-Ribeiro Gonçalves-São João do Piauí e LT 500 kv São João do Piauí-Milagres (2º semestre de 2009). Aumento da capacidade de recebimento de energia pela Região Nordeste em cerca de MWmed. 4. Para a aumentar a margem de segurança do atendimento ao mercado, o MME/CMSE-EPE deve analisar a viabilidade de implantar oferta adicional da ordem de 500 MW na Região Nordeste como Reserva de Geração.

38 38

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