Segurança Energética do Sistema Interligado Nacional

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1 ENCONTRO DE DEBATES DE ASSUNTOS DE OPERAÇÃO EDAO 2008 Segurança Energética do Sistema Interligado Nacional São Paulo SP 11 de novembro de 2008 Hermes Chipp

2 1. Procedimentos para aumentar a segurança energética do SIN Sumário 2. Avaliação das condições de atendimento 2.1 Curto Prazo - Estratégia para atingir Nível Meta 2.2 Médio Prazo - PEN visão maio 2008 e visão atual 3. Metodologia em Desenvolvimento Indicadores de Segurança e Risco de Racionamento 2

3 3 1. Procedimentos para aumentar a segurança energética do SIN

4 4 Características da Nova Oferta Evolução da Capacidade Instalada em Hidroelétricas Dificuldades para licenciamento ambiental Escassez de novos projetos Novas usinas com pequenos reservatórios redução gradativa da regularização plurianual Novas térmicas com CVU elevado, despachadas somente a partir da caracterização de condições hidrológicas adversas Maior dependência dos períodos chuvosos e necessidade de uso mais intenso de geração térmica

5 Histórico do SIN - Regularização Evolução do Volume Útil Acumulado e da Potência Instalada no SIN (Geração Hidráulica) Potência Instalada ( MW ) T. Marias - 15, 3 Furnas 17,2 Capivara - 5,7 Sobradinho - 28,7 São Simão - 5,5 -, A.Vermelha - 5,2 Itumbiara - 12,5 I.Solteira e Três Irmãos - 16,3 Marimbondo 5,3 Emborcação 13,1 Tucuruí 39,0 Nova Ponte 10,4 Serra da Mesa 23,7 55% V.U. Volume Útil Potência Instalada (MW) Volume Útil (10³ hm³ ) Os 13 maiores reservatórios identificados na figura( VU maior que 5 x 10³ hm³) correspondem, a 78% do Volume Útil acumulado no SIN 30

6 6 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 EARmáx / CARGA Perda de Regularização dos Reservatórios 1100 CMO verificado (R$/MWh) 3,0 2,0 1,0 CMO médio mensal Newave ,

7 Condições Verificadas Ano 2007 Período Úmido / Período Seco Região SE/CO 7 Período Úmido Período Seco EAR 01/01 : 54% EAR 30/04 : 87% EAR 30/11 : 48% Média Anual EAR 31/12 : 46%

8 8 Condições Verificadas - Ano Período Úmido / Período Seco Região NE Período Úmido Período Seco EAR 01/01 : 63% EAR 30/04 : 95% EAR 30/11 : 29% Média Anual EAR 31/12 : 27%

9 9 Sistemática de Avaliação Foco no 1º biênio Curto Prazo Foco no último triênio 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 Para superar estiagens deve se utilizar estratégias especiais de operação Procedimentos Operativos A expansão da Geração e Transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento. Propostas ao MME/CMSE EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança Indicadores de Segurança

10 Contextualização Os modelos computacionais de otimização têm sua representação estocástica das afluências através de um conjunto de cenários cuja influência é refletida no valor esperado (média) dos custos operativos. A minimização dos custos constitui a formulação do problema de otimização da operação. A ocorrência de hidrologias desfavoráveis pode implicar na adoção de medidas tais como antecipação do despacho de térmicas, relaxamento dos critérios de segurança elétrica, de restrições ambientais e de uso múltiplo da água e até mesmo de gerenciamento da demanda. A antecipação de decisões operativas através da aplicação de Procedimentos Operativos evitam a adoção de medidas mais rigorosas no futuro. 10

11 Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual Nível Meta Buscando assegurar o atendimento para os dois primeiros anos, serão aplicados Procedimentos Operativos que permitam uma gestão dos recursos de forma antecipada ao sinal econômico do modelo, de forma tal que o nível de armazenamento não seja inferior a um nível meta preestabelecido para novembro do primeiro ano. A definição desse nível meta, que busca garantir o atendimento no segundo ano mesmo na ocorrência de afluências críticas no período dezembro/1º ano abril/2º ano, será função do critério de segurança desejado. 11

12 Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual Nível Meta Nível verificado Final Fev Série de Referência No período abr/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 Afluência selecionada para critério de segurança desejado Dez/Abr Pior do histórico N2 N3 2º pior do histórico CAR NSPU Jan/1ºAno Verificado Final Jan Afluência no Período Seco Afluência Selecionada para Critério de Segurança Desejado Afluência CAR NSPS 10% Fev/1ºAno Nov/1ºAno Abr/2ºAno Nov/2ºAno 12

13 Decisões da 59ª Reunião do CMSE Foi aprovado pelo CMSE que para a aplicação dos Procedimentos Operativos ao longo de 2008 serão adotados os seguintes parâmetros: Nível Meta: SE/CO 53% EARmáx e NE 35% EARmáx Série de Referência : Adotar risco de 5% descarte de 4 séries em 76 séries do histórico adotar a 5ª pior série no período do estudo 13

14 14 Próximas Etapas Audiência Pública conduzida pela ANEEL, considerando os seguintes documentos: NT 059 Procedimentos Operativos de Curto Prazo para Aumento da Segurança Energética do SIN NT 085 Geração de Cenários de Afluências a partir de Ruídos das Séries Históricas Roteiro detalhando as etapas dos Procedimentos Operativos O ressarcimento dos encargos decorrentes da utilização antecipada de geração térmica em relação ao sinal econômico do modelo deverá ser abordado. Avaliar aspectos regulatórios tratadas na Resolução CNPE nº 08 de 20/12/2007

15 15 Aspectos Regulatórios Resolução CNPE nº 08 de 20/12/2007 Artigo 2º Extraordinariamente, com vistas à garantia do suprimento energético, o ONS poderá despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico ou mudar o sentido do intercâmbio entre submercados, por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE. Artigo 3º O CVU de usina termelétrica despachada conforme o disposto no artigo 2º ou devido a ultrapassagem da CAR não será utilizado para a determinação do Preço de Liquidação de Diferenças PLD. 3º O custo adicional do despacho de usina acionada por decisão do CMSE......será rateado proporcionalmente ao consumo médio de energia nos últimos 12 meses por todos os Agentes com medição de consumo do SIN e será cobrado mediante encargo por razão de segurança energética... 4º O custo adicional do despacho de usina acionada por ultrapassagem da CAR será rateada de acordo com as normas vigentes (carga e geração)......mediante processo......disciplinado pela ANEEL.

16 16 2. Avaliação das condições de atendimento

17 Curto Prazo

18 18 Condições climáticas - Precipitação Outubro e Novembro O mês de outubro foi caracterizado por precipitação acima da média em todas as bacias do subsistema Sul, devido a passagem de frentes frias e a atuação de áreas de instabilidade. Nos demais subsistemas a precipitação ficou abaixo da média, exceto na bacia do rio Paranapanema ficou próximo a média. Outubro (mm) Novembro(mm) Bacia Total Observado Média Observado (01 a 07) Previsto (08 a 17) Média São Francisco Três Marias Sobradinho Tocantins Grande Paranaíba Paranapanema Tietê Iguaçu

19 19 Precipitação - Previsão curto prazo 07/11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/2008

20 20 Avaliação das Condições Climáticas Período Úmido Para o trimestre novembro-dezembro-janeiro a perspectiva é de que precipitação fique próximo a média nas regiões Sudeste e Centro- Oeste e nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins. Nas bacias da região Sul a previsão é de precipitação abaixo da média. Na previsão meteorológica de curto prazo (entre 10 e 15 dias) a configuração atmosférica indica o início de um período mais favorável para precipitação no trecho incremental a Sobradinho e nas bacias dos rios Grande e Tocantins.

21 21 Avaliação das condições de atendimento Novembro e Dezembro

22 22 Premissas - Revisão 1 ENA (%MLT ) SE/CO SUL NORDESTE NORTE Novembro MWmed % MLT Dezembro MWmed % MLT Carga - (MW med) Regiões Novembro Dezembro SE / CO SUL NORDESTE NORTE Níveis Iniciais (%EARmáx) Rev.1 PMO Nov/08 SE/CO SUL NORDESTE NORTE %EARmáx (08/11/2008) 51,0 96,4 40,8 30,6

23 23 Resultados Intercâmbio de Energia entre Regiões Novembro e Dezembro/08 Recebimento pela Região Nordeste 600 MWmed Fornecimento Próprio pela Região Sul MWmed (Nov) MWmed (Dez) Região Norte Atendimento à Curva de Deplecionamento da UHE Tucuruí. Geração Térmica Novembro e Dezembro/08 GT 1A Total = MW (Nuclear = MW; Gás = MW e Carvão = MW) GT 1A Disponível (Nov) = MW (Nuclear = MW; Gás = MW e Carvão = 417 MW) GT 1A Disponível (Dez) = MW (Nuclear = MW; Gás = MW e Carvão = 811 MW) Evolução dos Níveis de Armazenamento das Regiões (%EARmáx) Região Novembro Dezembro SE/CO 50,0 57,0 SUL 97,0 81,0 NORDESTE 33,0 32,0 NORTE 24,0 21,0 Nível Meta Novembro (%EARmáx) 53,0-35,0 - É necessário manter em operação GT1A ao longo de novembro Evolução do Nível de Armazenamento da UHE Sobradinho (%VU) Novembro 15,7% Dezembro 20,2%

24 Comparação Condições Verificadas / Região SE/CO Período Úmido 2007 Período Seco 2007 Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA %MLT Geração Térmica Carga Receb. Líquido Balanço Período Mai/Nov MWmed ENA %MLT Geração Térmica Carga Receb. Líquido -253 EAR 01/01 : 54.0% EAR 30/04 : 87.0% EAR 30/11 : 48 % Período Úmido 2008 Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA %MLT Geração Térmica Carga Receb. Líquido EAR 01/01 : 46.0% EAR 30/04 : 82.0% Período Seco 2008 Balanço Período Mai/Nov MWmed ENA %MLT Geração Térmica Carga Receb. Líquido EAR 30/ 11 : 50% 24

25 Comparação Condições Verificadas / Região Nordeste Período Úmido 2007 Período Seco 2007 Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA %MLT Geração Térmica 38 Carga Receb. Líquido 142 EAR 01/01 : 63.0% EAR 30/04 : 95% Período Úmido 2008 Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA %MLT Geração Térmica 859 Carga Receb. Líquido EAR 01/01 : 27.0% EAR 30/04 : 82.0% Balanço Período Mai/Nov MWmed ENA %MLT Geração Térmica 110 Carga Receb. Líquido 336 EAR 30/11 : 29 % Período Seco 2008 Balanço Período Mai/Nov MWmed ENA %MLT Geração Térmica 261 Carga Receb. Líquido EAR 30/11 : 33.0 % 25

26 26 GT fora da ordem de mérito - impacto no EARmáx A utilização no período janeiro novembro / 2008 de geração térmica adicional ao valor despachado por ordem de mérito econômico proporcionou os seguintes acréscimos de armazenamento: SE/CO : cerca de 12% EARmáx NE : cerca de 7,5% EARmáx

27 27 Impactos da indisponibilidade do TR6 765/345kV da SE Tijuco Preto e do atraso do GNL na região Nordeste

28 28 Impacto no EARmáx da região SE/CO Indisponibilidade do Transformador TR-6 765/345kV da SE Tijuco Preto Período de indisponibilidade: 21/08 a 18/10/2008. Durante o período de indisponibilidade do transformador da SE Tijuco Preto redução de cerca de MWmed no suprimento energético da região Sul / Itaipu 60 Hz para a região SE/CO redução de armazenamento de cerca de 2% EARmáx

29 29 Impacto no EARmáx da região NE Atraso do GNL UTE Celso Furtado (Termobahia) Romulo Almeida (Fafen) TC Petrobrás / ANEEL 2º Semestre 2008 Geração Verificada (Mwmed) jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/ Carlos Jereissati 108, Termopernambuco 177, Termofortaleza 163, Vale do Açu 142, TOTAL % VERIFICADO / TC 23% 24% 20% 23% 22% Redução EARmáx(TC - Verificado) 1,2% 1,2% 1,3% 1,2% 1,2% ACUMULADO NO 2º SEMESTRE % EARmáx NE 6,1%

30 Perspectivas de Atendimento Período úmido 2008/09 ENA necessária em dezembro abril para atingir o armazenamento em 30/04/09 Garantia do Atendimento em 2009 Região SE/CO Premissas Região Nordeste Premissas EAR em 30/11/08 50% EAR em 30/11/08 33% EAR em 30/04/09 51% EAR em 30/04/09 45% Geração Térmica (inflexibilidade) 2000 MWmed Geração Térmica (inflexibilidade) 0 Receb. Líquido 500 MWmed Receb. Líquido 1500 MWmed ENA necessária = 66% MLT (dez abr) (6/77) Com a manutenção de GT1A (4636MWmed) ENA 60% MLT (3/77) ENA necessária = 62% MLT (dez abr) (4/77) Com a manutenção de GT1A (176MWmed) ENA 61% MLT (3/77) 30

31 Perspectivas de Atendimento Período úmido 2008/09 ENA necessária em dezembro abril para atingir o armazenamento da CAR preliminar em 30/04/09 Região SE/CO Premissas Região Nordeste Premissas EAR em 30/11/08 50% EAR em 30/11/08 33% EAR em 30/04/09 69% EAR em 30/04/09 51% Geração Térmica (inflexibilidade) 2000 MWmed Geração Térmica (inflexibilidade) 0 Receb. Líquido 500 MWmed Receb. Líquido 1500 MWmed ENA necessária = 80% MLT (dez abr) (11/77) Com a manutenção de GT1A (4636MWmed) ENA 74% MLT (8/77) ENA necessária = 67% MLT (dez abr) (9/77) Com a manutenção de GT1A (176MWmed) ENA 66% MLT (8/77) 31

32 Médio Prazo PEN Maio/2008

33 33 Visão do PEN em maio de 2008 (Nível de partida ao final do período úmido - 30/04/2008)

34 34 Premissas de Crescimento da Carga Premissa de crescimento da economia com PIB de 5% de 2009 a 2012 com reflexos no crescimento da carga com taxa média anual de 5,1%. ANO Previsão de Carga (MWmed) Obs: Inclui a carga do sistema Acre Rondônia.

35 35 Evolução da Oferta Participação por Fonte Hidroelétricas (MW) (%) Termoelétricas (MW) (%) PCHs (MW) (%) PCTs (MW) (%) ,9% ,6% ,8% ,7% ,4% ,2% ,1% ,3% Total em MW

36 36 Evolução do Termo de Compromisso Petrobras - GN Eventos Marco UTEs TC (MWmed) 1º Sem GNL no NE (Pecém) set/08 Gasoduto Campinas Rio Fase II 2º Sem Termoaçu Gasoduto Cabiúnas - Vitória fev/08 Gasoduto Japeri REDUC Gasoduto Catu Itaporanga e Compressão em Pilar 1º Sem Aumento Produção Manati GNL no SE (Rio de Janeiro) 2º Sem GASENE (Cacimbas Catu) GASBEL II 1º Sem Ampliação da Compressão do Gasbol trecho Sul Usina Térmica de Cubatão 2º Sem Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté (Gás de Mexilhão) Termo de Compromisso: MWmed jun/ MWmed dez/2010 GT = MWmed

37 37 Resultados Riscos de Déficit Níveis de Partida 30/04/08 - % EARmáx SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96% SUBSISTEMA SUDESTE/CENTRO-OESTE Qualquer Déficit 1,3 3,3 5,0 5,4 >1% da Carga 1,0 2,9 4,0 4,5 SUL Qualquer Déficit 1,1 5,7 3,9 6,4 >1% da Carga 0,8 2,3 2,8 3,4 NORDESTE Qualquer Déficit 1,4 3,1 6,3 2,9 >1% da Carga 1,0 1,9 2,3 1,6 NORTE Qualquer Déficit 1,4 2,5 2,7 2,7 >1% da Carga 0,8 2,2 2,1 1,9

38 38 Distribuição dos Déficits no NE em NÚMERO DE SÉRIES qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% MWmed

39 39 Visão do PEN em outubro de 2008 (em função de fatos relevantes)

40 40 Fatos Relevantes Após a emissão do PEN, no período de maio a setembro, ocorreram os seguintes fatos relevantes: Revisão da Previsão da Carga por EPE/ONS em setembro/08 Leilão de Energia de Reserva 1º LER, em 14/08/2008 6º Leilão de Energia Nova LEN A-3, em 17/09/2008 Antecipação de 9 unidades do aproveitamento da UHE Santo Antônio para maio 2012 O efeito da ampliação da Oferta (inclusive antecipação do Madeira) é o acréscimo de MWmed de Garantia Física em 2012, em relação ao PEN de maio de 2008

41 41 Revisão das Previsões de Carga (MWmed) Premissa de crescimento da economia com PIB de 4,5% em 2009 e de 5% de 2010 a 2012, com reflexos no crescimento da carga com taxa média anual de 4,7% no período de 2009 a 2012 PEN - Maio/08 PEN Outubro/08 ANO Carga (MWmed) Cresci mento (%) , , , ,1 ANO Carga (MWmed) Crescim ento (%) Variação Prev.Ant. (MWmed) , , , ,3-837 Obs. Inclui a carga do sistema AC-RO

42 42 1º Leilão de Energia de Reserva (1º LER/2008) de 14/08/08 Entregas em 2009 e 2010 Nordeste 1 UTE = 30 MW Sudeste/Centro-Oeste 27 UTEs = MW Total SE/CO = 2070 MW Total de 28 Empreendimentos (28 UTEs) Acréscimo entre abr/2009 e dez/2012: MW, mas apenas 822 MWmed de Garantia Física (foram contratados somente 507 MWmed)

43 43 Montantes anuais - MWmed (Fonte: EPE) LER Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed] Energia vendida Disponibilidade de energia Total das Garantias Físicas SE/CO 26 NE SE/CO 8 NE SE/CO 26 NE SE/CO

44 44 Resultados do 6º LEN (A-3) realizado em 17/09/2008 Entregas a partir de 2011 UTE José de Alencar MW UTE Santa Rita Cássia MW UTE Pernambuco IV MW UTE Camaçari MW UTE Catu MW UTE Dias Davila MW UTE Dias Davila MW UTE Sr Bonfim MW UTE Feira de Santana MW UTE Linhares MW Total de 10 Empreendimentos (10 UTEs) Acréscimo entre jan/2011 a dez/2012: MW Garantia Física : MWmed (99 MWmed no SE/CO e MWmed no NE).

45 45 Antecipação do rio Madeira UHE Santo Antônio Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012, segundo cronograma proposto pelo empreendedor à ANEEL Antecipação p/maio 1100 MWmed Antecipação da entrada em operação para mai/2012 aumenta a confiabilidade do atendimento Garantia Física Anual 6 máquinas 7 máquinas 641 MWmed 9 máquinas 8 máquinas Média anual: MWmed 4 máquinas máquinas MWmed Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

46 46 Evolução da Oferta (MW) Participação por Fonte Outubro/ Maio/ Out/08 Hidroelétricas (MW) (%) 82,9% 75,4% 72,8% Termoelétricas (MW) (%) 13,6% 18,2% 19,1% PCHs (MW) (%) 1,8% 3,1% 3,0% PCTs (MW) (%) 1,7% 3,3% 5,1% Total em MW Em termos de garantia física o acréscimo em relação ao PEN maio/08, a partir de 2012, é de MWmed (devido aos fatos relevantes)

47 47 Balanço Estático de Energia (MWmed) - Outubro/2008 Obs. Já considera a revisão da carga CARGA OFERTA (1) SE/CO Sul NE Norte BALANÇO SE/CO (659) (1.987) Sul (1.041) (706) (560) (1.246) NE Norte BALANÇO C/ LER SE/CO (1.191) Sul (1.041) (706) (560) (1.246) NE Norte (1) Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas

48 48 Resultados atualizados do PEN Riscos de Déficit Níveis de Partida 30/04/08 - % EARmáx SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96% SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit 0,9 3,0 3,4 3,5 >1% da Carga 0,7 2,7 2,4 2,6 Sul Qualquer déficit 0,9 3,4 2,4 3,8 >1% da Carga 0,6 1,8 1,9 2,5 Nordeste Qualquer déficit 0,9 2,5 1,5 1,2 >1% da Carga 0,5 1,6 0,4 0,2 Norte Qualquer déficit 0,8 2,1 1,6 1,5 >1% da Carga 0,7 1,7 1,0 1,1

49 49 Resultados atualizados do PEN Riscos de Déficit Níveis de Partida 30/09/08 - % EARmáx SE/CO: 58% S: 58% NE: 53% N: 47% SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit 2,1 4,7 3,7 4,3 >1% da Carga 1,5 3,2 2,9 3,3 Sul Qualquer déficit 1,9 2,7 2,2 4,2 >1% da Carga 1,3 2,0 1,9 2,4 Nordeste Qualquer déficit 2,1 3,4 1,9 1,2 >1% da Carga 1,3 1,6 0,2 0,2 Norte Qualquer déficit 1,3 3,4 1,9 2,0 >1% da Carga 1,1 2,1 1,6 1,2

50 50 3. Metodologias em Desenvolvimento Indicadores de Segurança e Risco de Racionamento

51 51 Indicadores de Segurança Desafios Estabelecer Indicadores de Segurança associados a distintos graus de severidade com o objetivo de definir providências e ações a serem implementadas, com prévia aprovação do CMSE/MME, visando a segurança do atendimento energético, tornando mais robustas as recomendações do PEN.

52 52 Curva Crítica de Operação (CCO) Principais Características: Periodicidade anual Afluências Críticas do histórico 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 Curvas de Segurança de Referência Risco de cruzar a CAR é inferior a x% O risco de cruzar a CAR é superior a x% e de cruzar a CCO é inferior a y% O risco de cruzar a CCO é superior a y%

53 53 Ações para Mitigação de Condições Desfavoráveis Médio Prazo Antecipação de entrada em operação de obras de geração e transmissão, Dimensionamento de Reserva de Capacidade, Curto Prazo Despacho antecipado na base de geração térmica e importação de energia

54 54 Cálculo do Risco de Racionamento O ONS vem desenvolvendo metodologia para o cálculo do risco de racionamento, baseada nas seguintes premissas: Utilização da experiência do racionamento Racionamento equânime entre regiões (profundidade e abrangência) Início após caracterização do período úmido (fev março) Continuidade até caracterização da próxima estação chuvosa Uniformidade do racionamento (% da carga) Restrição de armazenamento dada por uma Curva Crítica de Operação (condição de barreira para evitar operação a fio d água)

55 55 FIM