Oferta e Demanda de Energia Elétrica: Cenários. Juliana Chade

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1 Oferta e Demanda de Energia Elétrica: Cenários Juliana Chade

2 Agenda Cenário atual Preços Afluências Reservatórios Consumo de energia elétrica Meteorologia/Clima Expansão da Oferta Projeções de PLD 2

3 Agenda Cenário atual Preços Afluências Reservatórios Consumo de energia elétrica Meteorologia/Clima Expansão da Oferta Projeções de PLD 3

4 R$/MWh PLD: Preço de Liquidação das Diferenças R$/MWh SE/CO S NE N PESADA 3,25 3,25 253,8 3,25 MÉDIA LEVE MÉDIA SEMANAL 3,25 3,25 253,8 3,25 3,25 3,25 242,76 3,25 3,25 3,25 248,6 3, PLD 211 a

5 Inputs - Newave ENA passada (quanto fechou o mês) Nível de reservatório inicial 4 Submercados e 9 Reservatórios Equivalentes Carga Expansão Intercâmbio CMO: Custo Marginal de Operação Termo 1. Sudeste 2. Sul 3. Nordeste 4. Norte 5 anos (mensal) 1. Sudeste 2. Sul 3. Nordeste 4. Norte 5. Itaipu 6. Madeira 7. Teles Pires 8. Belo Monte 1. Paraná* Hidro Oferta Carga Pequenas Mínimo Custo Total da Operação 5

6 Inputs Decomp (por usina e por patamar) Prevs (arquivo de vazões) Nível de reservatório inicial Carga semanal por submercado Determinístico Mês 1 Estocástico Mês 2 Disponibilidade térmica, hidráulica e geração de pequenas Intercâmbio (limites) Restrições Elétricas Manutenção 6

7 Descrição dos modelos Newave Modelo de otimização para o planejamento de médio prazo (até 5 anos), com discretização mensal e representação a sistemas equivalentes. Seu objetivo é determinar a estratégia de geração hidráulica e térmica em cada estágio que minimiza o valor esperado do custo de operação para todo o período de planejamento. Um dos principais resultados desse modelo são as funções de custo futuro, que traduzem para os modelos de outras etapas (de curto prazo) o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios. Nesse modelo, a carga e a função de custo de déficit podem ser representadas em patamares e permite-se a consideração de limites de interligação entre os subsistemas. Fonte op%3d %26_adf.ctrl-state%3d5cq7hyc7_62 7

8 Descrição dos modelos Decomp Modelo de otimização para o horizonte de curto prazo (até 12 meses), que representa o primeiro mês em base semanal, as vazões previstas, a aleatoriedade das vazões do restante do período através de uma árvore de possibilidades (cenários de vazões) e o parque gerador individualizado (usinas hidráulicas e térmicas por subsistemas). Seu objetivo é determinar o despacho de geração das usinas hidráulicas e térmicas que minimiza o custo de operação ao longo do período de planejamento, dado o conjunto de informações disponíveis (carga, vazões, disponibilidades, limites de transmissão entre subsistemas, função de custo futuro do NEWAVE). Os principais resultados desse modelo são os despachos de geração por usina hidráulica e térmica de cada submercado, e os custos marginais de operação para cada estágio por patamar de carga. Fonte op%3d %26_adf.ctrl-state%3d5cq7hyc7_62 8

9 Agenda Cenário atual Preços Afluências Reservatórios Consumo de energia elétrica Meteorologia/Clima Expansão da Oferta Projeções de PLD 9

10 ENA: Energia Natural Afluente Sudeste Jan 127% da MLT Fev 86% da MLT Mar 16% da MLT Nordeste Jan 42% da MLT Fev 92% da MLT Mar 3% da MLT Sul Jan 24% da MLT Fev 166% da MLT Mar 2% da MLT Norte Jan 49% da MLT Fev 68% da MLT Mar 53% da MLT 1

11 ENA: Energia Natural Afluente jan/211 mar/211 mai/211 jul/211 set/211 nov/211 jan/212 mar/212 mai/212 jul/212 set/212 nov/212 jan/213 mar/213 mai/213 jul/213 set/213 nov/213 jan/214 mar/214 mai/214 jul/214 set/214 nov/214 jan/215 mar/215 mai/215 jul/215 set/215 nov/215 jan/216 mar/16 %MLT ENA - Sudeste/Centro-Oeste jan/211 mar/2 mai/2 jul/211 set/211 nov/2 jan/212 mar/2 mai/2 jul/212 set/212 nov/2 jan/213 mar/2 mai/2 jul/213 set/213 nov/2 jan/214 mar/2 mai/2 jul/214 set/214 nov/2 jan/215 mar/2 mai/2 jul/215 set/215 nov/2 jan/216 mar/16 %MLT ENA - Sul jan/211 mar/211 mai/211 jul/211 set/211 nov/211 jan/212 mar/212 mai/212 jul/212 set/212 nov/212 jan/213 mar/213 mai/213 jul/213 set/213 nov/213 jan/214 mar/214 mai/214 jul/214 set/214 nov/214 jan/215 mar/215 mai/215 jul/215 set/215 nov/215 jan/216 mar/16 %MLT ENA - Nordeste jan/211 mar/211 mai/211 jul/211 set/211 nov/211 jan/212 mar/212 mai/212 jul/212 set/212 nov/212 jan/213 mar/213 mai/213 jul/213 set/213 nov/213 jan/214 mar/214 mai/214 jul/214 set/214 nov/214 jan/215 mar/215 mai/215 jul/215 set/215 nov/215 jan/216 mar/16 %MLT ENA - Norte

12 jan/211 mar/211 mai/211 jul/211 set/211 nov/211 jan/212 mar/212 mai/212 jul/212 set/212 nov/212 jan/213 mar/213 mai/213 jul/213 set/213 nov/213 jan/214 mar/214 mai/214 jul/214 set/214 nov/214 jan/215 mar/215 mai/215 jul/215 set/215 nov/215 jan/216 mar/16 PLD (R$/MWh) ENA (% MLT) PLD Sudeste X ENA PLD X ENA PLD ENA Sudeste MLT 12

13 Agenda Cenário atual Preços Afluências Reservatórios Consumo de energia elétrica Meteorologia/Clima Expansão da Oferta Projeções de PLD 13

14 EAR: Energia Armazenada Sudeste Jan 44,4% Fev 5,9% Mar 56,3% Nordeste Jan 17,6% Fev 31,8% Mar 33,6% Sul Jan 93% Fev 95% Mar 95,1% Norte Jan 3,2% Fev 43,1% Mar 53,8% 14

15 EAR: Energia Armazenada jan/211 mar/211 mai/211 jul/211 set/211 nov/211 jan/212 mar/212 mai/212 jul/212 set/212 nov/212 jan/213 mar/213 mai/213 jul/213 set/213 nov/213 jan/214 mar/214 mai/214 jul/214 set/214 nov/214 jan/215 mar/215 mai/215 jul/215 set/215 nov/215 jan/216 mar/216 %EARmáx Nível dos reservatórios- Sudeste/Centro-Oeste jan/211 mar/211 mai/211 jul/211 set/211 nov/211 jan/212 mar/212 mai/212 jul/212 set/212 nov/212 jan/213 mar/213 mai/213 jul/213 set/213 nov/213 jan/214 mar/214 mai/214 jul/214 set/214 nov/214 jan/215 mar/215 mai/215 jul/215 set/215 nov/215 jan/216 mar/216 %EARmáx Nível dos reservatórios- Sul jan/211 mar/211 mai/211 jul/211 set/211 nov/211 jan/212 mar/212 mai/212 jul/212 set/212 nov/212 jan/213 mar/213 mai/213 jul/213 set/213 nov/213 jan/214 mar/214 mai/214 jul/214 set/214 nov/214 jan/215 mar/215 mai/215 jul/215 set/215 nov/215 jan/216 mar/216 %EARmáx Nível dos reservatórios- Nordeste jan/211 mar/211 mai/211 jul/211 set/211 nov/211 jan/212 mar/212 mai/212 jul/212 set/212 nov/212 jan/213 mar/213 mai/213 jul/213 set/213 nov/213 jan/214 mar/214 mai/214 jul/214 set/214 nov/214 jan/215 mar/215 mai/215 jul/215 set/215 nov/215 jan/216 mar/216 %EARmáx Nível dos reservatórios- Norte

16 jan/11 mar/11 mai/11 jul/11 set/11 nov/11 jan/12 mar/12 mai/12 jul/12 set/12 nov/12 jan/13 mar/13 mai/13 jul/13 set/13 nov/13 jan/14 mar/14 mai/14 jul/14 set/14 nov/14 jan/15 mar/15 mai/15 jul/15 set/15 nov/15 jan/16 mar/16 R$/MWh EAR % PLD Sudeste X EAR PLD médio - Sudeste/Centro-Oeste 822,83 413,95 388,48 3,

17 Agenda Cenário atual Preços Afluências Reservatórios Consumo de energia elétrica Meteorologia/Clima Expansão da Oferta Projeções de PLD 17

18 MWmed Carga SIN Cargas previstas e realizadas para o SIN jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 PMO de Janeiro PMO de Maio PMO de Agosto Realizado 18

19 MWmed R$/MWh Revisões de carga em Sudeste Cargas previstas e verificadas do SE/CO vs CMO jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 CMO PMO de Janeiro PMO de Maio PMO de Agosto Realizado 19

20 Carga (MWmed) Carga SIN Cargas previstas e realizadas para o SIN jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 PMO de Janeiro PMO de Fevereiro PMO de Março Realizado 2

21 Agenda Cenário atual Preços Afluências Reservatórios Consumo de energia elétrica Meteorologia/Clima Expansão da Oferta Projeções de PLD 21

22 Acumulado das Chuvas MLT de chuva em mm (Março) Acumulado até o dia 21 % MLT até o dia 21

23 Previsão de Precipitação: 1 dias 22 a 31 de Março (mm/dia) Alta Pressão entre a Bahia e Minas Gerais e Chuvas concentradas na região sul até o dia 26; Entre os dias 27 e 29, formação de uma zona de convergência de umidade; No dia 31 formação de uma alta pressão na maior parte do país.

24 El Niño 215/216 Anomalia da Temperatura da Superfície Do Mar Todas as regiões dos Niños apresentam aquecimento acima do normal; (1) A região Niño 1+2 apresentou resfriamento; (2) A região 3.4 apresentou um resfriamento; 2 1

25 El Niño 215 Previsões Regiões do Niño Resfriamento até Abril Resfriamento até Maio

26 Prognóstico climático trimestre Abril, Maio e Junho de 216. CPTEC/INPE INMET As previsões mostram que no trimestre Abril, Maio e Junho as chuvas devem ficar acima da normal na região Sul e abaixo da Normal ao norte das região Norte e Nordeste; A região central do país deve apresentar chuvas na faixa da normal para o trimestre.

27 Situação do El Niño e prognóstico climático. Precipitação média acumulada (mm) para os anos de 1999/2 Anomalia da precipitação (mm) para os anos de 1999/2 Após o El Niño de 1997/1998, considerado forte, o padrão de precipitação se inverteu. As chuvas se concentraram nas regiões Norte e Nordeste e houve uma redução das chuvas na região Sul. Fonte: Climate Prediction Center

28 Agenda Cenário atual Preços Afluências Reservatórios Consumo de energia elétrica Clima/Meteorologia Expansão da Oferta Projeções de PLD 28

29 Expansão da Oferta UHE Belo Monte = ,1 MW Entrada a partir de abr/216 até mai/219 Rio Madeira UHE Santo Antônio = 3.568,3 MW (em operação 2.641,5 MW) Término da entrada em operação em no Newave com modelagem de escoamento em nov/16 UHE Jirau = 3.75 MW (em operação 3.75, MW) Término da entrada em operação no Newave com modelagem de escoamento em jan/217 29

30 MW Incremento de Potência SIN Incremento de Potência no Newave Hidráulicas Térmicas PCHs Biomassa Eólicas Fotovoltaicas 3

31 Balanço de Energia Capacidade instalada da Aneel hidráulica e térmica, com a entrada das usinas em expansão do ONS durante todos os anos até 22. Fator de capacidade de 55% para as hidráulicas e de 7% para as térmicas. Térmicas nucleares 87%. Pequenas usinas (eólica, biomassa e PCH):geração prevista do deck oficial do Newave para todo horizonte. 31

32 Agenda Cenário atual Preços Afluências Reservatórios Consumo de energia elétrica Meteorologia/Clima Expansão da Oferta Projeções de PLD 32

33 Premissas para estudo prospectivo de abril Energia Natural Afluente passada de março para (3 cenários): Submercado Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Sudeste 93% 15% 99% Sul 152% 182% 185% Nordeste 39% 37% 33% Norte 64% 54% 63% Energia Armazenada inicial para abril (3 cenários): Submercado Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Sudeste 56,7% 59,% 58,1% Sul 89,5% 94,2% 95,1% Nordeste 35,7% 35,9% 34,5% Norte 53,% 5,% 57,4% Carga, expansão da oferta e intercâmbio atualizados para abril 33

34 R$/MWh Cenários para o Sudeste Estudo prospectivo abril/16 - CMO das 2 séries - Cenários Sudeste 38,1 32,81 32,57 36,63 35,22 35,3 33,84 34,12 31, abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Cenário de CMO prospectivo para abril. Estes valores para os próximos meses podem sofrer maiores variações devido à atualização das variáveis, principalmente: afluência, reservatórios, intercâmbios, carga e geração térmica. 34

35 R$/MWh Cenários para o Sul Estudo prospectivo abril/16 - CMO das 2 séries - Cenários Sul 36,39 34,2 31,6 32,35 33,5 32,75 3,15 3,47 33, abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Cenário de CMO prospectivo para abril. Estes valores para os próximos meses podem sofrer maiores variações devido à atualização das variáveis, principalmente: afluência, reservatórios, intercâmbios, carga e geração térmica. 35

36 R$/MWh Cenários para o Nordeste 12 Estudo prospectivo abril/16 - CMO das 2 séries - Cenários Nordeste 17, ,3 33,4 34,8 34,1 35,2 35,4 35, , abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Cenário de CMO prospectivo para abril. Estes valores para os próximos meses podem sofrer maiores variações devido à atualização das variáveis, principalmente: afluência, reservatórios, intercâmbios, carga e geração térmica. 36

37 R$/MWh Cenários para o Norte Estudo prospectivo abril/16 - CMO das 2 séries - Cenários Norte 36,8 34,6 33, 33,7 34,6 33,9 33, 3,9 27, abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Cenário de CMO prospectivo para abril. Estes valores para os próximos meses podem sofrer maiores variações devido à atualização das variáveis, principalmente: afluência, reservatórios, intercâmbios, carga e geração térmica. 37

38 Freqüência Freqüência Freqüência Histograma para abril Histograma estudo prospectivo abril/ De a 5 De 51 a 1 De 11 a 15 CMO (R$/MWh) Sudeste Sul Nordeste Norte Histograma estudo prospectivo abril/ De a 5 De 51 a 1 De 11 a 15 CMO (R$/MWh) Sudeste Sul Nordeste Norte 25 Histograma estudo prospectivo abril/ De a 5 De 51 a 1 De 11 a 15 CMO (R$/MWh) Sudeste Sul Nordeste Norte 38

39 Obrigada! Juliana Chade

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