O ATENDIMENTO ENERGÉTICO º ENASE

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1 O ATENDIMENTO ENERGÉTICO º ENASE São Paulo, 12 / 9 / 27 Hermes J. Chipp

2 2 Estrutura da Apresentação 1. Contextualização das Incertezas - Providências 2. Atendimento 27/211 PEN Atendimento PEN Cenários Avaliados 2.3 Resultados do PEN 2.4 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 Contextualização das Incertezas - Providências Mercado Oferta Hidrelétrica - Dificuldades para obtenção de licenciamento ambiental de grandes projetos hidrelétricos Térmica - Cumprimento do Termo de Compromisso Petrobras ANEEL (expansão da produção de gás e da infra-estrutura de gasodutos) Implantação de GNL Incertezas Projeções de crescimento do PIB e impacto no mercado de energia elétrica Providências Acompanhamento da realização do mercado de energia elétrica e incorporação de seus efeitos nos Leilões de Energia Nova LEN, em especial de A-3 - Acompanhamento e controle pelo CMSE/MME e ANEEL, de forma a assegurar o cumprimento do cronograma de expansão e a superação em tempo hábil de eventuais dificuldades - Exploração do potencial economicamente competitivo de biomassa e de PCH no médio prazo

5 5 Contextualização das Incertezas - Providências Hidrologia Incertezas -Médio Prazo: Simulação com 2. séries de energias Indicação de tendências servem como referência para a tomada de decisões com a finalidade de aumentar a margem de segurança do atendimento. Providências -Estabelecer Indicadores de Segurança -Estabelecer metodologia para quantificar riscos de racionamento

6 6 Contextualização das Incertezas - Providências Hidrologia -Curto Prazo: Cerca de 6% da energia natural afluente aos principais reservatórios das regiões SE/CO e NE se concentram no período dez abr. Exemplos: EARmax em 3/11 ENA (% MLT) dez/abr SE/CO Incertezas NE SE/CO NE Providências - Estabelecer Procedimentos Operativos que visam atingir nível meta de armazenamento em novembro com elevação de intercâmbios e antecipação de despacho de geração térmica ,7 15,9 1999/ ,1 27,5 2/

7 7 Contextualização das Incertezas - Providências A metodologia de Indicadores de Segurança está em fase de desenvolvimento e será submetida à apreciação do CMSE, para posterior regulamentação pela ANEEL. As medidas mitigadoras serão recomendadas em função da antecedência temporal e dos níveis de armazenamento, quando comparados a Curvas de Segurança de Referência (CAR, Curva Crítica de Operação, etc).

8 8 Curvas de Segurança de Referência e Indicadores de Segurança Curva Crítica de Operação (CCO) Principais Características: Periodicidade anual Afluências Críticas do histórico Risco de cruzamento da CAR é inferior a x% 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 Risco de cruzamento da CAR é superior a x% e de cruzamento da CCO é inferior a y% O risco de cruzamento da CCO é superior a y%

9 9 Cálculo do Risco de Racionamento Premissas O ONS vem desenvolvendo metodologia para o cálculo do risco de racionamento, baseada na experiência de 21 22: Racionamento equânime entre regiões (profundidade e abrangência) Início após caracterização do período úmido (fev março) Continuidade até caracterização da próxima estação chuvosa Restrição de armazenamento dada por uma Curva Crítica de Operação (condição de barreira para evitar operação a fio d água)

10 1 Atendimento

11 11 Sistemática de Avaliação Foco em 27 e 28 Foco de 29 a 211 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 Procedimentos Operativos Propostas ao MME/CMSE - EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança

12 12 Atendimento Procedimentos Operativos - Curto Prazo

13 13 Estratégia de Operação Visando a Segurança do Atendimento para os dois primeiros anos Curto Prazo (foco em 27 e 28) 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

14 14 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. 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 1% Fev/1ºAno Nov/1ºAno Abr/2ºAno Nov/2ºAno

15 15 Atendimento Aplicação dos Procedimentos de Segurança Região Níveis Verificados em 31/8/27 (% EARmax) Valor Esperado Afluência set nov (% MLT) Níveis previstos para 3/11/7 (% EArmáx) CAR 27/28 Níveis Meta SE/CO 72, ,3 38, 55, S 61,9 8 86,2 18, - NE 65, ,5 28, 42, N 61,2 66 4,3 - -

16 16 Atendimento Resultados do PEN 27

17 17 Premissas de Carga Elaboradas pela EPE em conjunto com o ONS Trajetória Inferior PDEE MWmed Crescimento 5,4% 5,% 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 6,% 5,6% 5,5% 5,4% 5,% : PIB de 4,8% e taxa de crescimento média anual de 5,5% da carga

18 18 Premissas de Oferta Concretização do cronograma de obras definido pelo CMSE / MME para julho de 27, considerando o Termo de Compromisso TC da Petrobrás para disponibilidade de gás natural e a oferta dos Leilões de Energia Nova LEN: 1º Leilão 25 entrega 28/ 29/ ,3 MW 2º Leilão 26 entrega ,8 MW 3º Leilão 26 entrega ,6 MW 1º Leilão Fonte Alternativa 27 entrega MW 4º Leilão 27 entrega MW O Leilão de A-3 de 28, com produtos para entrega em 211, também contribuirá com acréscimo de nova oferta no período Total dos Leilões : MW

19 19 Evolução da Potência Instalada MW TIPO Sistema Interligado Nacional sem Acre- Hidráulica Rondônia Térmica Nuclear PROINFA - PCHs PROINFA - PCTs Total sem Acre- Rondônia Acre-Rondônia Itaipu 6 Hz (Brasil) (5% Total) Itaipu 5 Hz (1) Compras Itaipu Total PROINFA - Eólicas Hidro e Termo Valores em 31 de dezembro de cada ano (1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai

20 2 Acréscimo anual de Nova Oferta MW TIPO Total Sistema Interligado Nacional sem Acre- Hidráulica Rondônia Térmica Nuclear PROINFA - PCHs PROINFA - PCTs PROINFA - Eólicas Total Acre-Rondônia Hidro e Termo Itaipu 6 Hz (Brasil) (5% Total) Itaipu 5 Hz (1) Compras Itaipu Total (1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai

21 21 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 1.4 MWmed em 211 em relação ao Cenário 1 (Contratação em 28 para entrega em 211).

22 22 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 7 MWmed em 28, 2. MWmed em 29, 1. MWmed em 21 e 5 MWmed em 211. Cenário 4: Cenário 2 com aumento da margem de segurança Neste Cenário considerou-se em 211 oferta adicional na região Nordeste em relação ao Cenário 2 para aumentar a margem de segurança operativa (5 MW).

23 23 Riscos de Déficit Cenário 1 (PIB 4,%) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit %, 2,2 3,9 4, 5,3 Déficit >1% da carga, 1,7 3,4 3,3 4, Sul Qualquer déficit %, 1, 2, 2, 2,9 Déficit >1% da carga,,7 1,5 1,5 2,2 Nordeste Qualquer déficit %, 3,4 8,6 3,9 5,7 Déficit >1% da carga, 2,6 2,7 1,2 2,1 Norte Qualquer déficit %, 3,2 4,9 3,4 3, Déficit >1% da carga, 2,6 3,6 2,7 2,7

24 24 Contextualização dos Déficits de Energia Profundidade Déficits de profundidade menores do que 1% da carga em 211: - NE : até 89 MWmédios,3% da capacidade de armazenamento - SE : até 378 MWmédios,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.

25 25 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% >=1% >=11% Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado 89 MWmed PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL

26 26 Riscos de Déficit Cenário 2 (PIB 4,8%) Sem considerar leilão em 28: 1.4 MWmédios em 211 SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit % Déficit >1% da carga Sul Qualquer déficit % Déficit >1% da carga Nordeste Qualquer déficit % Déficit >1% da carga Norte Qualquer déficit % Déficit >1% da carga 27,,,,,,,, 28 2,7 2,1 1,,8 6,6 4,4 6, 4,3 29 4,5 4, 3,4 2,2 8,4 3,3 5,9 4,8 21 4,8 4,2 3,1 2,5 4,1 1,6 3,6 3, ,3 5,9 4,6 2,9 7,5 2,6 4,8 4,2

27 27 Riscos de Déficit Cenário 2 (PIB 4,8%) Com equilíbrio de oferta 1.4 MWmédios em 211 SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit %, 2,6 4,8 5,3 6, Déficit >1% da carga, 2,1 4,3 4,7 4,8 Sul Qualquer déficit %, 1,1 3,8 2,8 4,3 Déficit >1% da carga,,8 2,2 2, 2,9 Nordeste Qualquer déficit %, 5,1 8,4 4,2 5,9 Déficit >1% da carga, 3,6 3,2 1,7 2,4 Norte Qualquer déficit %, 5,7 5,2 4,1 4, Déficit >1% da carga, 4,3 4,2 3,6 3,4

28 28 Riscos de Déficit Cenário C3 (Atraso de 1 ano do TC) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit %, 3,2 6,2 6,9 7,3 Déficit >1% da carga, 2,5 5,3 6, 6,5 Sul Qualquer déficit %, 1,4 5,5 4,6 5,6 Déficit >1% da carga,,9 3,1 3,5 3,9 Nordeste Qualquer déficit %, 9,7 16,1 6,9 1,5 Déficit >1% da carga, 6,9 6,7 2,8 3,3 Norte Qualquer déficit %, 4,7 7,4 5,1 4,8 Déficit >1% da carga, 4, 6,7 4,6 4,5

29 29 Contextualização do Atendimento à região Nordeste 211 Cenário 4 GT = 3. MWmed 1.5 MWmed ~ NE ~ GH = 4.5 MWmed Carga = 9. 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 4.5 MWmédios, o que equivale, em termos anuais, a 54. MWmédios cerca de 54% da MLT. A implantação de 5 MWmédios equivale em termos anuais a 6. MWmédios possibilita o atendimento mesmo na ocorrência do pior ano do histórico (21 49% da MLT).

30 3 Conclusões e Recomendações 1. 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 (1.87 MW), Dardanelos (261 MW), Mauá (35 MW), Simplício (36 MW) e da UTE Do Atlântico (49 MW). 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 MWmédios em 27 para 6.42 MWmédios em 211. A duplicação da LT 5 kv Colinas-Ribeiro Gonçalves-São João do Piauí e LT 5 kv São João do Piauí-Milagres (2º semestre de 29). Aumento da capacidade de recebimento de energia pela Região Nordeste em cerca de 1. MWmed.

31 31 Conclusões e Recomendações 2. 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 5 MW na Região Nordeste como Reserva de Geração. 3. Procedimentos Operativos de Curto Prazo são imprescindíveis para mitigar os riscos de desabastecimento no 1º biênio, mesmo em situação de hidrologias adversas.

32 32 Comentários Finais Dadas as características da biomassa no que se refere à: previsibilidade da sua disponibilidade; projetos de pequeno porte; proximidade dos centros de carga; complementaridade em relação ao regime hidrológico da região SE/CO; Recomenda-se o aproveitamento do potencial economicamente competitivo, em especial até a entrada dos aproveitamentos do rio Madeira, aumentando assim a margem de segurança no atendimento (oportunidades para os LENs A-3 para 211 e A-5 para 212).

33 33 F I M

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