Fontes renováveis e smart grid

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1 Fontes renováveis e smart grid 2º Seminário sobre a Inserção de novas fontes renováveis no Planejamento Energético Nacional Mario Daher Gerente Executivo - ONS COPPE-UFRJ Rio de Janeiro, 30/04/2014 1

2 As novas Fontes Renováveis Oportunidades/Necessidades Desafios Economia de Escala Complementaridade Previsibilidade Marco: Proinfa Leilões: Preços decrescentes Perda de Regularização Modelagem Matemática Operação Intermitente Despachabilidade 2

3 Singularidades do SIN* Assim é o SIN : ACRO Manaus N SE Ivaiporã UHE Itaipu SE Colinas UHE Lajeado S SE Imperatriz SE NE Um sistema continental (~ km X ~3.400 km) O SIN cobre dois terços do território nacional: 5 milhões de km², estendendo-se do Pará ao Rio Grande do Sul. O SIN atende cerca de 98% do consumo de energia elétrica do país. Geração hidroelétrica é predominante: cerca de 74,6% da capacidade instalada. Geração térmica complementar com diversas fontes: nuclear, carvão, gás natural, óleo combustível, diesel (cerca de 20%). Pequena participação, ainda (~4%), de outras fontes renováveis: eólicas e biomassa. Rede Básica de Transmissão ( a 230 kv) com grande extensão. * Sistema Interligado Nacional 3

4 MW médios Sazonalidade da oferta hidroelétrica SIN - ENERGIA NATURAL AFLUENTE - MÉDIA DE LONGO TERMO (MLT) Valor energético da água que chega a cada UHE MÁXIMO ~ 3 X MÍNIMO MLT MENSAL MÉDIA ANUAL 0 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 4

5 MW médios Sazonalidade da oferta hidroelétrica COMPLEXO DO RIO MADEIRA - ENERGIA NATURAL AFLUENTE - MÉDIA DE LONGO TERMO (MLT) MLT MADEIRA MÉDIA ANUAL MADEIRA MÁXIMO ~ 5 X MÍNIMO jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 5

6 MW médios Volatilidade da oferta hidroelétrica SIN - ENERGIA NATURAL AFLUENTE MLT MENSAL MÍNIMA MENSAL MÁXIMA MENSAL CARGA SIN Máxima Média Mínima jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 6

7 Volatilidade e sazonalidade da Oferta MWmed séries ENA Norte jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez séries ENA Nordeste jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez ENA Sul ENA Sudeste/C.Oeste séries séries jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 0 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 7

8 Ações mitigadoras para volatilidade/sazonalidade 1)Construção de Reservatórios de Regularização 2) Uso de fontes complementares Térmicas Convencionais PCHs Biomassa Fontes alternativas alternativas de fontes Eólicas A volatilidade e a sazonalidade das afluências abre espaço para as fontes alternativas e complementares 8

9 p.u. (MWmês/MWano) Sinergia das fontes 1,80 1,60 SIN - Complementaridade entre as fontes Complementaridade Ano Média 2015 Anual (Base entre PEN 2011) as diversas fontes Safra da cana-de-açucar 1,40 1,20 1,00 0,80 Eólicas 0,60 0,40 0,20 - JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Bio PCT EOL UHEs Período seco do SIN A 9 energia que liga o País 9

10 Modelo de Expansão da Oferta A totalidade do mercado deve estar 100% contratada. Preços dos Contratos resultados de leilões Preços dos Contratos Livremente negociados LEN A - 5 LEN A - 3 Leilões de Projetos Estruturantes, LER/LFA (Eólicas, Biomassa, Solar) Definem as características da nova Oferta 10

11 A Expansão da Oferta entre 2013 e 2018 Oferta já Contratada - Participação por Fonte (MW) e (%) 31/12/ /12/2018 Crescimento MW (%) MW (%) MW (%) Hidráulica , , ,2 Nuclear , , ,6 Gás/GNL , , ,3 Carvão , ,1-0,0 Biomassa , , ,4 Outros (1) 749 0, ,5-0,0 Óleo , , ,7 Eólica , , ,6 TOTAL ,9 (1) Usinas Biomassa com CVU 11

12 A Expansão da Oferta entre 2013 e 2018 TIPO 31/12/ /12/2018 CRESCIMENTO MW % MW % MW % Hidráulica , , , MW (99%) UHEs sem Reservatório UHE Belo Monte UHE Rio Madeira UHE Rio Teles Pires Outras MW MW MW 483 MW 188 MW (1%) - UHEs com Reservatório UHE Batalha UHE São Roque 135 MW 53 MW 12

13 Desafio com a expansão hidráulica já contratada Novos projetos não possuem reservatórios Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos projetos hidrelétricos (região da Amazônia) Produção hidrelétrica se torna Perda da capacidade de regularização plurianual cada vez mais dependente das afluências, que resultam das chuvas Redução gradativa da regularização plurianual Quantos meses de estoque máximo de energia Necessidade de alterar perfil da Matriz de Energia Elétrica Plano Decenal* 3,35 Necessidade de contratação de expansão termelétrica para garantir o atendimento de energia e ponta 2021 * Fonte: MME/EPE 13

14 O Critério de Suprimento Critério de garantia do atendimento: Resolução do Conselho Nacional de Política Energética N o 01/2004: O risco de insuficiência de oferta de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional SIN não poderá exceder 5% em cada um dos subsistemas que o compõem. (critério físico) Ações para garantia do atendimento: Ação de Longo / Médio Prazo: Leilões de Energia Nova LENs com antecedência de 3 e de 5 anos Leilões de Reserva LER (Fontes Alternativas: Eólicas, Biomassa e PCHs) Leilões de Transmissão Ação de Curto Prazo: Estratégias especiais de Operação 14

15 O dilema de um operador Repartir adequadamente a geração entre usinas termoelétricas, e hidroelétricas a fim de minimizar o custo da operação, respeitando-se as restrições operativas e os critérios de segurança Condições hidrológicas (m3/s) Sofia Abatidas da carga Custo de operação CVU ($/MWh) Outras Fontes 15

16 As Etapas da Operação do SIN Planejamento e Programação: Minimizar o Máximo Arrependimento frente as várias incertezas refrescar todas as informações até o Dia D Planejamento (até 5 anos) A cada Ano A cada Mês, Semana e Dia A cada ½ h e Segundo Programação (até D-1) Operação (Tempo Real) PEN PMO PDE PDP + Incertezas e Detalhes... - Incertezas e + Detalhes 16

17 Representação das fontes alternativas Planejamento e Programação Sistemática Atual (RN ANEEL 440/2011 e 476/2012) Usina em Operação: Disponibilidade para o SIN das usinas em operação estimada pela CCEE, com base em sua disponibilidade média histórica dos últimos 5 anos (sazonalizada). Usinas em Expansão: a) Cálculo de fatores sazonais típicos diferenciados por mês, fonte e subsistema, calculados pela razão entre a média da geração líquida verificada e a média da potência dos últimos cinco anos de cada usina. b) Disponibilidade para o SIN das usinas em expansão estimada pelo ONS, aplicando esses fatores à potência instalada. 17

18 Fatores REN 440/476 Base 2009/2013 SE/CO jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez PCHs 61,2% 60,9% 63,1% 62,4% 56,7% 52,0% 47,2% 40,0% 36,4% 40,9% 49,8% 59,2% BIOs - ACR 4,1% 3,4% 6,3% 19,2% 39,6% 39,8% 48,2% 49,9% 41,2% 37,8% 29,2% 15,4% BIOs - ACL 5,7% 5,0% 6,5% 12,8% 23,1% 24,7% 27,3% 27,8% 26,5% 26,5% 26,4% 16,0% UEEs 28,1% 29,9% 13,1% 9,6% 8,5% 9,3% 15,7% 21,1% 28,8% 31,5% 29,4% 29,3% Sul jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez PCHs 51,3% 48,0% 48,8% 45,1% 41,8% 51,9% 58,2% 61,3% 55,9% 57,6% 48,6% 47,4% BIOs - ACR 20,3% 18,4% 13,5% 27,0% 20,2% 20,7% 25,5% 22,8% 16,9% 23,6% 21,0% 15,8% BIOs - ACL 18,2% 18,9% 17,0% 19,2% 23,6% 22,3% 23,3% 24,2% 26,1% 26,4% 27,5% 21,7% UEEs 19,3% 17,7% 19,9% 20,1% 21,1% 24,0% 26,2% 33,9% 30,1% 29,6% 30,1% 24,7% 18

19 Fatores REN 440/476 Base 2009/2013 Nordeste jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez PCHs 29,9% 25,9% 24,1% 27,8% 29,1% 33,8% 35,6% 37,0% 31,9% 28,6% 30,6% 29,6% BIOs - ACR 35,6% 24,8% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 7,9% 27,5% 36,0% 39,3% BIOs - ACL 19,3% 17,0% 11,4% 5,5% 4,7% 5,0% 4,9% 5,7% 10,7% 17,2% 20,4% 18,4% UEEs 28,6% 31,7% 24,2% 21,4% 25,8% 27,1% 32,7% 42,5% 34,6% 31,5% 29,4% 26,3% Norte jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez PCHs 65,1% 64,0% 67,3% 65,0% 59,7% 54,7% 49,6% 43,9% 42,0% 46,7% 56,3% 60,7% BIOs - ACR ,5% 50,3% 66,3% 41,3% BIOs - ACL 21,7% 18,3% 19,1% 21,9% 18,4% 20,6% 22,5% 20,5% 16,8% 19,6% 15,9% 17,9% 19

20 As novas Fontes Renováveis Oportunidades/Necessidades Desafios Economia de Escala Complementaridade Previsibilidade Marco: Proinfa Leilões: Preços decrescentes Perda de Regularização Modelagem Matemática Operação Intermitente Despachabilidade 20

21 Desafios na Operação em Tempo Real Intermitência da Geração Solar Intermitência da Geração Eólica 21

22 Eólicas: Previsto x Verificado - Nordeste MWméd 01/01/14 03/01/14 05/01/14 07/01/14 09/01/14 11/01/14 13/01/14 15/01/14 17/01/14 19/01/14 21/01/14 23/01/14 25/01/14 27/01/14 29/01/14 31/01/14 02/02/14 04/02/14 06/02/14 08/02/14 10/02/14 12/02/14 14/02/14 16/02/14 18/02/14 20/02/14 22/02/14 24/02/14 26/02/14 28/02/14 02/03/14 04/03/14 06/03/14 08/03/14 10/03/14 12/03/14 14/03/14 16/03/ % da Capacidade Instalada 203% da Garantia Física % da Capacidade Instalada 51% da Garantia Física Previsto Verificado Garantia Física Capacidade Instalada Média Verificado 22

23 Eólicas: Previsto x Verificado - Sul MWméd 01/01/14 03/01/14 05/01/14 07/01/14 09/01/14 11/01/14 13/01/14 15/01/14 17/01/14 19/01/14 21/01/14 23/01/14 25/01/14 27/01/14 29/01/14 31/01/14 02/02/14 04/02/14 06/02/14 08/02/14 10/02/14 12/02/14 14/02/14 16/02/14 18/02/14 20/02/14 22/02/14 24/02/14 26/02/14 28/02/14 02/03/14 04/03/14 06/03/14 08/03/14 10/03/14 12/03/14 14/03/14 16/03/ % da capacidade instalada 214% da Garantia Física % da capacidade instalada 22% da Garantia Física Previsto Verificado Garantia Física Capacidade Instalada Média Verificado 23

24 Desafios na Operação em Tempo Real 70 a intermitência MW Médio/h ao longo de 1 semana EOL Cidreira (70 MW) 19/06/2013 a 25/06/ MWmed /06/ /06/ /06/ /06/ /06/ /06/ /06/

25 Desafios das Energias Renováveis 04/09/ /09/

26 O SIN em breve Até 2018 Médio/Longo Prazo Colômbia Suriname RR AP AC AM Madeira RO Tapajós T.Pires Xingu 300 Km PA TO MA BA PI CE RN PB PE AL SE MT GO Salvador Bolívia MG MS Belo Horizonte ES SP São Paulo RJ Paraguai PR Rio de Janeiro SC Corrente contínua para trazer grandes blocos de energia altamente sazonal Argentina Novas fronteiras (em direção à Amazônia) Uruguai RS 26

27 O SIN do Futuro Rede Elétrica Inteligente Algumas Aplicações Smart Grids na Transmissão: Sistema de transmissão mais confiável, robusto e controlável. Aplicação de tecnologia utilizando eletrônica de potência: Elos HVDC, equipamentos FACTS, SEPs etc. Integração Amigável de Fontes Renováveis Alternativas no SIN (Biomassa, Eólicas, PCH, Solar). Utilização mais otimizada das instalações de transmissão Capacidade Operativa Dinâmica das instalações de transmissão. Novos recursos de operação através da aplicação de Phasor Measurement Units (PMU). Maior funcionalidade e confiabilidade no sistema de supervisão do SIN (REGER). Desafio Procedimentos e recursos para previsão da curva diária de carga - despacho centralizado adequado. 27

28 Desafios de Geração Operação de usinas de grande porte a fio d água com grandes variações sazonais Aprimoramento do processo de manutenção de unidades geradoras durante o período seco de forma a maximizar a produção no período úmido Gestão do atendimento à ponta do sistema Incentivo a instalação de potência necessidade de aperfeiçoamento regulatório 28

29 Benefícios e desafios da Geração Distribuída sistemas de transmisión en alta voltaje de gran extensión Proximidade da carga Menores restrições ambientais Importância para a segurança operativa Intermitência X Despachabilidade 29

30 30

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