Reunião ABRAGE. Brasília, Hermes Chipp

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1 Reunião ABRAGE Brasília, Hermes Chipp 1

2 Sumário 1. PMO JUN Rev. 2 e Política de Atendimento à Região Sul 2. Condições de Atendimento Desafios Regulatórios e Metodológicos 4. Desafios de Integração de Sistemas 2

3 3 1.PMO JUN Rev.2 e Política de Atendimento à Região Sul

4 PMO Junho/09 Rev.2 Cenários de Evolução das Condições Energéticas ENAs Verificadas Março a Maio/09 Março Abril Maio MWmed % MLT MWmed % MLT MWmed % MLT SE/CO SUL NORDESTE NORTE %EARmáx (31/05/09) 82,3 38,1 98,0 98,7 ENAs Previstas Junho/09 Base Mensal Junho MWmed % MLT SE/CO SUL NORDESTE NORTE %EARmáx (30/06/09) 78,9 45,0 91,6 99,6 Nível Segurança 79,5 40,0 92,5 - Há aplicação de GT complementar para segurança energética 4

5 PMO Junho/09 Rev.2 Previsão de Carga para Junho/09 REGIÕES Carga de Energia Carga de Energia Carga de Energia Variação Variação Média Mensal Média Mensal Média Mensal Prevista Prevista Verificada em Prevista para Verificada em Junho/09 / Junho/09 / Junho/08 Junho/09 (MWmed) Maio/09 (MWmed) Maio/09 Junho/08 (MWmed) SIN ,2% -2,2% SE / CO ,4% -3,5% SUL ,7% -0,1% NORDESTE ,2% 0,8% NORTE ,4% -0,7% As variações observadas são resultantes do reduzido nível n das atividades econômicas provocado pela crise que atinge a economia brasileira, reflexo da conjuntura econômica global. 5

6 PMO Junho/09 Rev.2 Evolução da da carga Variação % Subsistemas 2008/2007 Acumulado 12meses (1) Acumulado 12meses (2) SIN 2,8 1,5 0,9 SE/CO 2,3 1,1 0,4 Sul 3,5 2,5 1,9 Nordeste 3,3 1,5 1,3 Norte 4,1 2,6 2,2 (1) Crescimento acumulado Jun/08 Mai/09 ( verificado ) (2) Crescimento acumulado Jul/08 Jun/09 ( previsto PMO Rev.2 ) 6

7 Política de Operação EAR = 99,7% ENA até 15/06 = 228% MLT Fornecimento de energia dimensionado em função das disponibilidades energéticas. EAR = 95,7% ENA até 15/06 = 100% MLT I e GT Nível Meta (33% EARmáx) EAR = 80,7% ENA até 15/06 = 101% MLT I e GT Nível Meta (48% EARmáx) Vem sendo dada atenção especial para o suprimento à região. EAR = 40,3% ENA até 15/06 = 36% MLT I e GT Nível Mínimo (40% EARmáx) 7

8 Armazenamento Mínimo da Região Sul O CMSE na reunião de 22/04/2009 deliberou pela adoção de um nível de mínimo armazenamento para a região Sul de 40% EARmáx, para balizar o despacho de geração térmica complementar nessa região; Este valor deverá ser mantido durante a fase de transição do período seco para o período úmido da região Sul, cabendo destacar que nos últimos meses do período úmido o valor mínimo deverá ser superior a 40% EARmáx e deverá ser definido de forma a considerar o início do período seco nessa região. ONS convidará os Agentes para a discussão das premissas que deverão ser consideradas na definição do nível mínimo de armazenamento da Região Sul nos últimos meses do período úmido. 8

9 PMO Junho Rev. 2 Resultados Intercâmbio Semana Operativa de 13 a 19/06/2009 N NE CMO (R$/MWh) Pesada 0,00 Média 0,00 Leve 0,00 Maximização do envio de energia para a Região SE/CO e os excedentes não alocáveis na Região SE/CO transferidos para a Região NE. 50 Hz ITAIPU 60 Hz SE/CO Recebimento dos excedentes energéticos da região Norte não alocáveis na região SE/CO. CMO (R$/MWh) Pesada 43,52 Média 42,75 Leve 42,75 CMO (R$/MWh) Pesada 30,12 Média 30,12 Leve 30,12 CMO (R$/MWh) Pesada 43,52 Média 42,75 Leve 42,75 S Maximização do fornecimento de energia para a região Sul. 9

10 PMO Junho Rev. 2 Resultados Geração Térmica Região SE/CO USINAS DESPACHADAS POR ORDEM DE MÉRITO DE CUSTO Semana Operativa de 13 a 19/06/2009 USINAS DESPACHADAS POR POCP Disponíveis: Angra 1 e 2 Norte Fluminense 1 Indisponíveis: M. Covas Norte Fluminense 2, 3 e 4; L. C. Prestes; Cocal; G. L. Brizola L; PIE-RP. GT - Segurança Energética = 912 MWmed Região Sul Sul USINAS DESPACHADAS POR ORDEM DE MÉRITO DE CUSTO Disponíveis: Indisponíveis: - - USINAS DESPACHADAS POR POCP P. Médici A e B; J. Lacerda A2, B e C. GT - Segurança Energética = 619 MWmed 10

11 PMO Junho Rev. 2 Resultados RELACIONADOS COM A SEGURANÇA ELÉTRICA Semana Operativa de 13 a 19/06/2009 Área UTE Despacho (MW) P M L Observação Elétrico Necessário Santa Catarina Complexo J. Lacerda Inflexibilidade: 655 MW Efetivo Evitar subtensão nos barramentos de 69 kv da área Sul e extremo Sul de Santa Catarina, quando da contingência simples da LT 230 kv Lageado Grande Siderópolis ou do ATR 525/230 kv da SE Biguaçu Elétrico Necessário P. Médici Inflexibilidade: 286 MW Efetivo Evitar corte de carga na perda da LT 230kV Cidade Industrial - Pelotas 3 e da LT 230 kv Alegrete 2 - Livramento 2. Rio Grande do Sul Elétrico Necessário Uruguaiana Inflexibilidade: 0 MW Efetivo Evitar corte de carga, da ordem de 30 MW, na perda da LT 230 kv Dona Francisca - Santa Maria

12 12 Acompanhamento Região Sul

13 Anomalias de Precipitação nas Bacias da Região Sul (%) da média Uruguai Iguaçu Precipitação observada até o dia 16 de junho 50 0 out/08 nov/08 dez/08 jan/09 fev/09 mar/09 abr/09 mai/09 jun/09 Meses do ano Anomalias na Temperatura de Superfície do Mar na região do Pacífico Equatorial (La Niña) e do Oceano Atlântico Sul conduziram a região Sul do Brasil à condições hidrometeorológicas desfavoráveis de novembro/2008 até abril/2009. No mês de maio, as condições nos oceanos começaram a se alterar, mas ainda está sendo sentida de forma lenta pela atmosfera. 13

14 Anomalias de Precipitação nas Bacias da Região Sul Mês de Abril ENA verificada até 30/04 % MLT MWmed POS. HIST. IGUAÇU PIOR URUGUAI º PIOR JACUÍ º PIOR REGIÃO SUL º PIOR Sul - Pior do Histórico Ano 1943: 27%MLT (1.497 MWmed) Mês de Maio ENA verificada até 31/05 % MLT MWmed POS. HIST º PIOR º PIOR º PIOR º PIOR Sul - Pior do Histórico Ano 1952: 13%MLT (1.001 MWmed) Mês de Junho ENA verificada até 15/05 % MLT MWmed POS. HIST º PIOR º PIOR º PIOR º PIOR Sul - Pior do Histórico Ano 1978: 19%MLT (1.636 MWmed) Histórico: incluindo o mês de junho, dos piores 15 anos do histórico, 5 anos apresentaram condições climáticas semelhantes às atuais na região Sul, ou seja, início de um episódio El Niño. No entanto, em todos esses anos o aquecimento do oceano Pacífico (que caracteriza esse fenômeno) ocorreu apenas no final do ano, diferentemente do que observamos agora dos 5 anos: ENA período julho-agosto 50%MLT. 1 dos 5 anos: Recuperação no bimestre julho-agosto.

15 15 Medidas Operativas Implementadas na Região Sul

16 Medidas para elevação dos recursos energéticos Despacho pleno das usina s térmicas à carvão para atendimento da região Sul - dia 17/04/2009 Disponibilização daute Araucária para o processo de exportação dia 07/06/ % EARmáx 41,1% NÍVEL MÍNIMO DE ARMAZENAMENTO DA REGIÃO SUL CMSE - Reunião de 22/04/ ,4% 37,1% 40,1% 35 Despacho da UG 1 da UTE Araucária para atendimento da região Sul - dia 27/04/2009. Despacho da UG 2 da UTE Araucária para atendimento da região Sul - dia 07/05/ EARmáx % SUL ABRIL MAIO JUNHO 16

17 Medidas para garantir transferência máxima para a Região Início do período seco na região Sudeste/Centro-Oeste Redução nas afluências incrementais nas bacias dos rio Grande e Paranaíba. O uso intenso dos recursos energéticos da UHE Itaipu, associado à redução em suas afluências incrementais, reduziu as disponibilidades da usina (perspectivas de se atingir a curto prazo sua cota mínima operativa - 219,00m). Utilização dos recursos de geração térmica na região SE/CO, para manter maximizado o suprimento de energia para a região Sul, nos patamares de carga pesada e média. 17

18 Ações para minimização de GT Para minimizar a GT necessária e garantir a transferência máxima de energia para a Região Sul foram implementadas as seguintes medidas: Esquema para desligamento de unidades geradoras na UHE Tucuruí quando de contingências duplas no tronco de 765kV Elevação de 500MW na capacidade de transferência de energia para a região SE/CO via interligação Norte-Sul. Procedimentos para controle de sobrecarga na transformação 500/345kV da SE Jaguara Elevação de cerca de 600 MW na geração total das usinas do Paranaíba, principalmente Emborcação e Itumbiara. 18

19 220,5 Evolução da disponibilidade de energia da UHE Itaipu e do despacho térmico complementar 220,3 220,1 COTA MÁXIMA OPERATIVA (220,20 m) Metros 219,9 219,7 219, ,3 219,1 COTA MÍNIMA OPERATIVA (219,00 m) ,9 218,7 218,5 24/4 26/4 28/4 30/4 2/5 POCP /5 6/5 8/5 10/ /5 14/5 16/ /5 20/5 22/5 24/ /5 28/5 30/ /6 3/6 5/6 7/6 0 9/6 11/6 13/6 POCP /6 17/6 19/6

20 Ampliação do Limite de Recebimento pela Região Sul Medidas para flexibilizar o limite: Geração Itaipu 60Hz 5800 MW; Número de máquinas sincronizadas na UHE Itaipu 60Hz 9; Número de máquinas sincronizadas na região Sul 75%. Limite RSUL de de para 6400 MW (Carga Média e Pesada) 20

21 21 Exportação de Energia para o Uruguai

22 Acompanhamento Exportação Despacho da UG 1 da UTE Araucária para atendimento da região Sul - dia 27/04/2009. Despacho da UG 2 da UTE Araucária para atendimento da região Sul - dia 07/05/ ENERGIA EXPORTADA Despacho da UG 1 da UTE Araucária e UTE para exportação Disponibilização daute Araucária para o processo de exportação dia 07/06/ /01-06/02 07/02-13/02 14/02-20/02 21/02-27/02 28/02-06/03 07/03-13/03 14/03-20/03 21/03-27/03 28/03-03/04 04/04-10/04 11/04-17/04 18/04-24/04 25/04-01/05 02/05-08/05 09/05-15/05 16/05-22/05 23/05-29/05 30/05-05/06 06/06-12/06 MW Despacho pleno das usina s térmicas à carvão para atendimento da região Sul - dia 17/04/2009 Exportação somente pela UTE Sepe Tiaraju (160MW) com combustível líquido a partir do dia 07/05/2009 fev/09 mar/09 abr/09 mai/09 jun/09 22

23 23 2.Condições de Atendimento

24 Premissas de Carga Com Manaus + Macapá Cenário de Referência - Planejamento Anual de 2009 (2ª Revisão Quadrimetral de 2008) Cenário de Referência - Planejamento Anual de Revisão Taxa de crescimento : 5,1 % Taxa de crescimento : 5,4 % Carga (MWmédio)

25 Evolução da Oferta (MW) Participação por Fonte Hidroelétricas + Itaipu (MW) (%) Termoelétricas (MW) (%) Nuclear (MW) (%) PCHs (MW) (%) PCTs (MW) (%) Eólicas (MW) (%) (80,9%) (12,1%) (2,0%) (2,3%) (2,3%) 281 (0,3%) (69,0%) (21,0%) (1,6%) (3,2%) (4,5%) 842 (0,7%) Total em MW

26 Cenário de Referência Riscos de Déficit(%) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-oeste Qualquer Déficit 0,5 2,1 3,0 2,9 >1% da Carga 0,4 1,5 2,3 1,9 Sul Qualquer Déficit 0,7 4,2 3,7 4,9 >1% da Carga 0,5 1,7 2,1 2,1 Nordeste Qualquer Déficit 0,4 1,0 0,5 0,0 >1% da Carga 0,2 0,2 0,0 0,0 Norte Qualquer Déficit 0,5 1,1 0,6 0,6 >1% da Carga 0,3 0,9 0,5 0,3 26

27 27 Outras Constatações

28 Balanço do Subsistema Nordeste A Geração Térmica contratada no NE pode ser totalmente alocada no SIN? GTmáx alocável no SIN = Carga + Exportação (GH peq + GH min Sobradinho ) Se GT contratada > GTmáx alocável existem restrições de alocação no SIN Nem toda a GT contratada poderá ser utilizada. Exportação ~ GT ~ ~ GH pequenas GH min Sobradinho Carga 28

29 Balanço do Subsistema Nordeste Para o cálculo da geração hidráulica mínima no subsistema Nordeste, foram utilizadas duas diferentes restrições de vazão mínima na UHE Sobradinho: m 3 /s (restrição vigente) m 3 /s (restrição de excepcionalidade aprovada pela ANA) 29

30 Balanço do Subsistema Nordeste Avaliação da alocação de geração térmica no Nordeste Restrição de 1.300m3/s na UHE Sobradinho Máxima GTer alocável Disponibilidade de GTerm Pesada Média Leve Pesada Média MWméd Leve

31 Balanço do Subsistema Nordeste Avaliação da alocação de geração térmica no Nordeste Restrição de 1.100m3/s na UHE Sobradinho Máxima GTer alocável Pesada Disponibilidade de GTerm Pesada Média Leve Média MWméd Leve

32 Constatações Em 2012 a geração térmica contratada é alocável nos três patamares de carga para a premissa de vazão mínima de 1.100m 3 /s na UHE Sobradinho. Para a vazão de 1.300m 3 /s, a geração térmica disponível não é alocável no patamar de carga leve; Em 2013 a geração térmica contratada não é alocável em nenhum dos patamares de carga mesmo para a vazão mínima de m 3 /s. Necessidade de redução da vazão mínima defluente na UHE Sobradinho Articulação com MME e ANA e/ou 32 Ampliação da capacidade de exportação do subsistema Nordeste e ampliação da Norte Sul dentre as alternativas avaliar a antecipação da transmissão associada à UHE Belo Monte A ampliação da oferta não deverá ser alocada no subsistema Nordeste.

33 Balanço de Ponta do SIN Constatações Ao considerarmos a geração térmica nos valores de inflexibilidade declarados pelos Agentes ocorre a partir de 2011 redução progressiva das folgas e em 2013 não seria possível manter a margem da ordem de 5%, valor estabelecido para reserva girante. A tendência é que seja necessário o despacho de geração térmica acima da inflexibilidade declarada para o atendimento à demanda máxima do SIN. A EPE deverá considerar esse cenário no processo de expansão da oferta. 33

34 3. Desafios Regulatórios e Metodológicos - Viabilidade da Redução do nº de Submercados - Exportação e Importação de Energia - Indicadores de Segurança - Desafios Metodológicos e de Modelos 34

35 Viabilidade da Redução do Número de Submercados SUBMERCADO NNE N NE SE/CO S SUBMERCADO SSE O ONS está avaliando preliminarmente a questão para posterior envolvimento da CCEE, EPE e Agentes/Associações e encaminhamento ao MME/ANEEL. A redução do número de submercados reduz o risco financeiro dos agentes - ACL, expostos à diferença de preços entre submercados. Por outro lado, aumenta o montante de Encargos de Serviços do Sistema ESS. Independentemente de redução do numero de submercados, é recomendável a avaliação de mecanismos de mitigação dos riscos financeiros dos agentes expostos. 35

36 Importação e Exportação de Energia Geração térmica não despachada Usinas térmicas não utilizadas por mérito econômico para atender a carga do país exportador podem ser ofertadas na fronteira. Vertimentos turbináveis Geração correspondente a vertimento atual em usinas hidrelétricas. Utilização dos reservatórios Oferta de energia hidráulica que se encontra armazenada nos reservatórios, segundo a Resolução Normativa ANEEL nº 319/2008, n período dezembro-março, e sua devolução contabilizada com base nos preços semanais vigentes, no período setembro-novembro, com eventual excedente financeiro alocado ao MRE. 36

37 Importação e Exportação de Energia Proposta de Evolução Criação de GT com participação da EPE, ONS, CCEE, ANEEL e coordenado pelo Secretário Executivo do MME para definir evolução do processo. Efetivação de intercâmbios com base em oferta de preços de oportunidade e volumes na fronteira de cada sistema nacional otimizado separadamente em interligações já existentes. Desenvolvimento de novos sistemas de geração e interconexão com diferentes países (ex: Peru), buscando-se a definição de intercâmbios de oportunidade pela otimização integrada e conjunta dos sistemas nacionais. 37

38 Importação e Exportação de Energia Proposta de Evolução gradual - preços de oportunidade e volumes na fronteira Arranjo independente preços obtidos com modelagem em separado Argentina P A I I P A < P B I I ~ Brasil P B Mercados independentes Redução das perdas de oportunidade Intercâmbio (I) Relação entre custos Avaliação Intercâmbio ARG BR PA < PB Ok BR ARG PA > PB Ok 38 P A Preço Argentina P B Preço Brasil

39 Importação e Exportação de energia Necessidades de Equacionamento Preservação, em cada país, de regras comerciais, procedimentos regulatórios e critérios técnicos próprios; Ressarcimento de perdas, tributos e custos de uso de instalações de terceiros de uso exclusivo (não integrantes da Rede Básica); Ressarcimento de custos e atendimento de critérios técnicos para a utilização de sistema de transmissão nacional de terceiro país; Regulação econômica da comercialização com tratamento equânime aos agentes de geração, comercialização e consumo na participação dos benefícios; Metodologia e critério para avaliação do risco e do custo de exportação/importação para o SIN. 39

40 Indicadores de Segurança Proposta de Metodologia Definição e cálculo de Indicadores de Segurança que contemplem a conjuntura hidroenergética (armazenamentos, afluências e carga), restrições ambientais e de uso múltiplo da água, aversão a risco de déficit, níveis mínimos de segurança, procedimentos operativos, etc. Definição de Sinais das Condições de Atendimento como valores limites dos indicadores de segurança, a partir dos quais, segundo distintos graus de severidade, diferentes ações e medidas preventivas e corretivas deverão ser implementadas pelo CMSE/MME. 40

41 41 Indicadores de Segurança

42 Indicadores de Segurança Processo Apresentação e discussão da metodologia proposta pelo ONS e de resultados de sua aplicação para o período junto aos Agentes e Associações no âmbito do GT1 Grupo de Trabalho de Metodologias e Procedimentos para Apoio à Decisão julho/2009; Consolidação da metodologia considerando as contribuições dos Agentes e Associações setembro/2009; Encaminhamento ao CMSE/ANEEL de relatório de proposta de metodologia a ser aplicada pelo ONS no médio prazo novembro/

43 Desafios metodológicos e de modelos Os seguintes trabalhos estão sendo conduzidos no âmbito do Grupo de Trabalho de Aperfeiçoamento de Modelos e Evolução Metodológica do Planejamento e Programação da Operação e do Cálculo do PLD-GT2 Volatilidade do CMO/PLD Representação da incerteza hidrológica nos horizontes de curto e médio prazo e evolução metodológica dos modelos DECOMP e NEWAVE. Exemplos: Amostragem Seletiva de Cenários. Refinamento da Função de Custo Futuro através de reamostragem dos cenários Eficientização dos modelos (processamento paralelo no DECOMP) 43

44 Volatilidade do CMO Contextualização A volatilidade do SIN vem sendo acentuada pela redução da capacidade de regularização plurianual do sistema de reservatórios o que faz com que variações semanais na afluência tenham um efeito amplificado frente ao armazenamento, refletindo no CMO. Estes aspectos não impedem que se busquem aperfeiçoamentos que mitiguem, em parte a volatilidade do CMO e, consequentemente, no PLD. 44

45 Volatilidade do CMO Mitigação da Volatilidade do CMO Alternativas de curto prazo para redução da volatilidade do CMO Atenuação da dependência temporal no cálculo da estratégia, com vista a evitar que uma variação na afluência do mês seja intensamente propagada no cálculo do CMO. Atenuação das variações semanais na previsão de afluências, com a combinação destas com a previsão mensal. CMO obtido como média móvel de 5 semanas. Estas propostas estão sendo tratadas no âmbito do GT2, cuja próxima reunião está prevista para 29 de junho de

46 Estão sendo analisadas alternativas para tornar menos conservadora a determinação do volume de geração térmica complementar para segurança energética resultante da aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP : - escolha da série de referência para risco > 5% - determinação da série de referência com base em metodologia diferente da atual que é baseada em ruídos do histórico - condicionar a aplicação do POCP à não observância dos níveis de segurança do mês subseqüente ao do PMO com uma probabilidade previamente definida Outros Desafios Estão sendo analisadas alternativas de modelagem a serem implementadas no NEWAVE de forma a melhorar a previsibilidade do CMO (maior aderência da representação das práticas operativas de curto prazo nas simulações de médio prazo): - representação da aplicação do POCP - representação da CAR e CON no horizonte do planejamento da operação 46

47 47 4. Desafios de Integração de Sistemas Acre Rondônia Tucuruí Macapá Manaus Interligação Madeira

48 Interligação AC RO Porto Velho Samuel Rio Branco Abunã Ariquemes Jaru Lote A Leilão 001/2006. Duplicação do tronco de 230 kv (associada à interligação).... LT 230 kv SAMUEL ARIQUEMES (CS 153 km) Reator de Linha 230 kv 20 Mvar em ARIQUEMES.... LT 230 kv ARIQUEMES - JI-PARANÁ (CS 164 km) Reator de Linha 230 kv 20 Mvar em JI-PARANÁ.... LT 230 kv JI-PARANÁ P.BUENO (CS 118 km) Reator de Linha 230 kv 20 Mvar em P.BUENO.... LT 230 kv P.BUENO VILHENA (CS 160 km) Reator de Linha 230 kv 20 Mvar em VILHENA PENDENTE DE LICENCIAMENTO AMBIENTAL POR PARTE DO ESTADO DE RONDÔNIA Ji-Paraná Lote A Leilão 001/2006. Interligação LT 230 kv VILHENA JAURU (CD 354 km) Reatores de Linha 230 kv 2x30 Mvar em VILHENA Reatores de Linha 230 kv 2x30 Mvar em JAURU Pimenta Bueno PREVISÃO DE ENTRADA EM OPERAÇÃO EM FINAL DE JULHO 2009 Vilhena Jauru SIN 48

49 Interligação AC RO ao SIN: Pendências Ponto de Atenção: Há pendências relevantes de natureza legal, regulatória e operativa para a integração dos sistemas que atendem Acre e Rondônia ao SIN O ONS tem atuado junto ao MME, ANEEL e Agentes para solucionar as pendências. Principal questão de natureza Legal: Transição para o ambiente de contratação do SIN: segregação dos contratos de suprimento em contratos do ambiente do SIN (G, T e D). Principais questões de natureza regulatória: Transição para atendimento aos requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Definição das instalações que integrarão a Rede Básica e as correspondentes receitas. Definição das tarifas de uso do sistema de transmissão. Transferência dos ativos com tensão < 230 kv para os agentes de distribuição. 49

50 Interligação AC RO ao SIN: Pendências Principais questões de natureza operativa: Implantação das obras sob responsabilidade da Eletronorte, Jauru Transmissora e Termonorte. Questões pertinentes à integração de novas instalações e novos Agentes ao SIN previstas nos Procedimentos de Rede (ONS) e Regras de Mercado (CCEE). Questão sendo tratada no âmbito dos Governo Federal e do estado de Rondônia: Implantação da LT Samuel - Vilhena 230 kv pela JTE. 50

51 Interligação Tucuruí Manaus Macapá A Interligação Tucuruí Manaus Macapá foi a leilão em Os contratos de concessão com os vencedores dos 3 lotes foram assinados em out/2008 (Prazo para início de operação: 36 meses) CARIRI LT 500kV CD 212 km ITACOATIARA LT 500kV CD 374 km ORIXIMINÁ LT 500kV CD 374 km LT 230kV CD 95 km JURUPARI LT 500kV CD 263 km LT 230kV CD 244 km LARANJAL XINGU MACAPÁ LT 500kV CD 264 km Rurópolis Transamazônica Altamira TUCURUÍ 500 kv 230 kv 51

52 Interligação Tucuruí Manaus Macapá Em 28/04/2009 foi criado Grupo de Trabalho Externo com a participação dos agentes, MME e ANEEL. Em 20/05/2009, o ONS realizou a 1ª Reunião de Integração com os Agentes envolvidos, no CNOS, em Brasília. É objetivo do ONS passar a representar a interligação já a partir do PMO de Agosto/2009. Para tanto, os dados deverão estar disponíveis até meados de julho/2009. Com isso, os agentes deverão informar os dados necessários até o início de Julho/2009, em cumprimento ao estabelecido nos Procedimentos de Rede do ONS, conforme determina os contratos de concessão. 52

53 Rio Branco 305 km Jirau 3300MW S.Antônio 3150MW Coletora Porto Velho 160 km 30km Back-to-back 2x400MW 41km 150km 165km Samuel 118km Ariquemes Jiparaná Pimenta Bueno 160km Vilhena Interligação Madeira Alternativa 2CC600-SP 2 bipolos 3150 MW +600 kv 500 kv 230 kv 354km Jauru 2 x 3150 MW km Cuiabá 335km Ribeirãozinho 360km 242km 200km Trindade Rio Verde Itumbiara Atibaia 350 km N. Iguaçu Araraquara 500 kv 250 km kv 3 x kv 440 kv 138 kv

54 Interligação Madeira Cronograma de entrada em operação UHE Santo Antonio: 1º maio de 2012 UHE Jirau: 1º janeiro de 2013 Pré Madeira: Licitação realizada em 08/05/09 Sistemas de transmissão em CC: de fevereiro de 2012 até abril de

55 Interligação Madeira Principais Desafios Compatibilização de cronogramas entre a geração e a transmissão Capacitação das equipes das empresas e do ONS (treinamento tutorial já foi realizado em maio/2009) ONS e EPE estabeleceram um grupo de trabalho que está acompanhando o processo em conjunto com os Agentes 55

56 56 FIM

57 57 APOIO

58 Balanço Energético Condicionantes: Evitar que o armazenamento da região Sul atinja valores inferiores a 30% EARmáx. Valores inferiores resultam em: - Dificuldades no atendimento à restrições de uso múltiplo - Dificuldades no controle do carregamento da malha de transmissão e - Dificuldades no controle de tensão Balanço Energético Abril Novembro Abr - Nov Carga 8761 Pequenas 100 Geração Térmica 1053 Intercâmbio 4500 Requisito Hidro 3108 ENAs Mínimas Mensais Abril Novembro Valor médio : MWmed Desestoque Médio Mensal = MWmed (~ 10 %EARmáx) Nível Mínimo de Armazenamento = 40%EARmáx 58