III Seminário sobre a Matriz e Segurança Energética FGV / IBRE / CERI
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1 III Seminário sobre a Matriz e Segurança Energética FGV / IBRE / CERI Painel I O cenário político: Posição do Governo e Planejamento Energético Desafios e Cenários da Operação do SIN Hermes Chipp Diretor Geral Rio de Janeiro, 04 de Julho de
2 Sumário 1. Atendimento em Programa Mensal de Operação Jul/ Avaliação Energética para Avaliação Energética de Médio Prazo Desafios para a Operação do SIN Regulação, Geração e Transmissão 2
3 1. Atendimento em
4 Energia Armazenada (%EARmax) Atendimento Ano 2012 Energias Naturais Afluentes SE/CO S NE N JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT ENAs mensais inferiores a 75 %MLT Evolução do Armazenamento SE/CO ,1 60,7 31,9 28, dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Intercâmbios entre Regiões Mwmed Receb.to Sul Receb.to NE Receb.to N 4 Fornec.to SE/CO jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Ano Desestoque de cerca de 18 %EARmáx
5 Atendimento Ano 2012 Previsão Climática As previsões realizadas entre setembro e dezembro pelos Centros Nacionais de Meteorologia (CPTEC e INMET) indicaram a tendência de precipitação abaixo da média nas bacias das regiões Nordeste e Norte e atraso no início do período úmido na região Sudeste / Centro-Oeste. Determinação CMSE Com base nas condições hidroenergéticas e nas previsões de afluências, a partir do dia 18/out foi implementado o despacho pleno do parque térmico do SIN (biomassa, carvão, nuclear, gás, óleo) Armazenamento (%EARmáx) em 30/nov 30/nov Nível Meta (30/nov) SE/CO 31,9 41,0 NE 34,1 33,0 5
6 2. Programa Mensal de Operação Jul/2013 6
7 Previsões climáticas do modelo CAM 3.0 / NCAR Avaliação do mês de junho (precipitação - mm) Junho 7
8 Condições Meteorológicas e Previsão Climática Trimestre CAM NCAR Previsão do Modelo CAM 3.0 do National Center for Atmospheric Research- NCAR indica precipitação em torno da média nas regiões Sudeste e Sul para o trimestre. 8
9 Condições Observadas 02/Julho EAR = 93,5 %EARmáx ENA = 117% MLT (até 02/07) MWmed EAR = 46,2 %EARmáx ENA = 62% MLT (até 02/07) MWmed EAR = 63,7 %EARmáx ENA = 231% MLT (até 02/07) MWmed EAR = 81,2 %EARmáx ENA = 278% MLT (até 02/07) MWmed 9
10 Condições Hidroenergéticas PMO Julho/13 ENAs Verificadas Abril/13 a Junho/13 Abril Maio Junho MWmed % MLT MWmed % MLT MWmed % MLT SE/CO SUL NORDESTE NORTE %EARmáx (30/06/13) 63,8 80,8 46,5 93,6 ENAs Previstas Junho/13 Base Mensal Julho MWmed % MLT %EARmáx (31/07/13) PMO GT Ordem Mérito (MWmed) GT Garantia Energética (MWmed) SE/CO SUL NORDESTE NORTE ,5 93,7 42,4 83, Na aplicação dos POCP, não houve indicação de geração térmica adicional. 10
11 Resultados Intercâmbio PMO Julho/13 Semana Operativa de 29/06/2013 a 05/07/2013 Intercâmbio dimensionado, visando o controle do deplecionamento da UHE Tucuruí em função do comportamento das afluências, ao longo do período seco. Importador de energia em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região. CMO (R$/MWh) Pesada 99,38 Média 97,38 Leve 94,35 N NE CMO (R$/MWh) Pesada 99,38 Média 99,38 Leve 97,86 50 Hz ITAIPU 60 Hz CMO (R$/MWh) Pesada 81,34 Média 79,35 Leve 0,00 SE/CO S Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas da região. CMO (R$/MWh) Pesada 99,38 Média 97,38 Leve 89,77 Exportador de energia, devido as condições hidroenergéticas da região. 11
12 3. Avaliação Energética para
13 Energia Natural Afluente (ENA) Verificado até Junho Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 ENA - Junho/13 Bruta Armazenável MWmed %MLT MWmed %MLT S SE/CO Aumento de precipitação ocorrido, principalmente, nas bacias dos rios Iguaçu, Paranapanema e Paraná (trecho incremental à Itaipu), conduzindo a uma significativa elevação nas afluências no mês de junho. 13
14 Energia Natural Afluente (ENA) Anos 1988, 2012 e 2013 Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/
15 Premissas Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 Armazenamentos Iniciais (Verificado 30/Junho) %EARmáx SE/CO SUL NE NORTE 63,8 80,8 46,5 93,6 Defl. São Francisco Jul-Nov m³/s Energias Naturais Afluentes (%MLT) Posição Histórico 82 anos Cenário ENA JUL - NOV (% MLT) SE/CO SUL NE NORTE Valor Esperado 139 (6/82) 143 (16/82) 68 (75/82) 91 (51/82) Ano (42/82) 49 (74/82) 93 (43/82) 98 (42/82) Ano (53/82) 64 (64/82) 63 (78/83) 72 (71/82) 15
16 Premissas Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 Carga (MWmed) junho julho agosto setembro outubro novembro MEDIA SE/CO S NE N SIN Disponibilidade de Geração Térmica (MWmed) Despacho GT1A GT (MWmed) Jul Ago Set Out Nov MEDIA Fator de 90% para definição da disponibilidade Despacho Pleno GT (MWmed) Jul Ago Set Out Nov MEDIA Fator de 90% para definição da disponibilidade 16
17 Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 Premissas Expansão Hidráulica APROVEITAMENTO REGIÃO UNIDADE DATA POTÊNCIA (MW) BATALHA SE 1/2 01/set/13 26 BATALHA SE 2/2 01/out/13 26 JIRAU SE 1/50 01/ago/13 75 JIRAU SE 2/50 01/set/13 75 JIRAU SE 3 e 4/50 01/out/13 75 JIRAU SE 5 a 7/50 01/nov/13 75 STO ANTONIO SE 13 e 14/44 01/jul/13 73 STO ANTONIO SE 15 a 17/44 01/ago/13 73 STO ANTONIO SE 18 e 19/44 01/set/13 73 STO ANTONIO SE 20 e 21/44 01/out/13 73 STO ANTONIO SE 22 e 23/44 01/nov/13 73 Total SE/CO Geração hidráulica simulada EXPANSÃO CAPAC. (MW) LIMITE TOTAL S. ANTONIO JIRAU TRANSFERÊNCIA JULHO AGOSTO SETEMBRO OUTUBRO NOVEMBRO MEDIA BALBINA N 1 a 5/5 01/ago/13 50 COARACY NUNES N 1 a 3/3 01/out/13 24 Total NORTE
18 Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 Premissas Expansão Térmica USINA COMB. UG POTÊNCIA (MW) JULHO AGOSTO SETEMBRO OUTUBRO NOVEMBRO P. PECEM I CARVÃO P. PECEM I CARVÃO ITAQUI CARVÃO SUAPE ÓLEO 1 381,2 MARANHÃO IV GÁS 1 168,8 MARANHÃO IV GÁS 2 168,8 MARANHÃO V GÁS 1 168,8 MARANHÃO V GÁS 2 168,8 PECEM II GÁS MARANHÃO III GÁS 1 168,8 MARANHÃO III GÁS 2 168,8 DISPONIBILIDADE (MW)
19 Sensibilidade em Relação à Geração Térmica Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 Armazenamento ao Final de Novembro (%EARMáx) 1,1 A partir de 800 R$/MWh (423 MW) A partir de 700 R$/MWh (934 MW) A partir de 600 R$/MWh (1.223 MW) GT1B (3.853 MW) GT1A a partir de 200 R$/MWh (7.019 MW) VE 60,7 59,8 58,6 58,0 52,1 46,3 Ano ,5 37,6 36,4 35,8 29,9 24,1 Ano ,5 40,6 39,4 38,8 32,9 27,1 1,1 Sudeste/C.Oeste DESPACHO ATUAL Nordeste DESPACHO ATUAL A partir de 800 R$/MWh (423 MW) GERAÇÃO TÉRMICA DESCONSIDERADA GERAÇÃO TÉRMICA DESCONSIDERADA A partir de 700 R$/MWh (934 MW) A partir de 600 R$/MWh (1.223 MW) GT1B (3.853 MW) GT1A a partir de 200 R$/MWh (7.019 MW) VE 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 25,2 Ano ,7 34,7 34,7 34,7 34,7 29,7 Ano ,8 25,8 25,8 25,8 25,8 20,8 19 N.M. 47 N.M. 35 N.M. CAR5 51 N.M. CAR5 37
20 Deliberações CMSE 1. Efetuar o desligamento de toda GT do grupo denominado GT1B, cerca de MW. - Totaliza MWmed, que representa um ΔEAR SE/CO 1,5 %EARmáx/ mes; - Redução prevista no custo mensal de operação => aprox. R$ 1,4 bilhões. 2) Efetuar um estreito acompanhamento das condições hidroenergéticas do SIN, visando identificar evolução das afluências que possibilite redução adicional de GT 20
21 4. Avaliação Energética de Médio Prazo
22 Projeção de Carga de Energia no SIN (revisão EPE e ONS em maio de 2013)* Carga de Energia MW med MWmed MWmed Crescimento no período: 4,4% a.a. PIB 2013/2017: 4,5% a.a MWmed MWmed PEN SIN MWmed Crescimento - MWmed Taxa crescimento 4,8% 5,8% 4,2% 3,7% 4,0% * Próxima revisão em setembro de
23 A Expansão da Oferta entre 2012 e 2017* PEN 2013 Participação por Fonte (MW) e (%) (1) Considera a participação da UHE Itaipu e PCHs ; (2) Inclui PCTs; (3) Outras usinas térmicas com CVU * Não considera o próximo LER de agosto/
24 Desafio com a expansão hidráulica já contratada Novos projetos não possuem reservatórios Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos projetos hidrelétricos (região da Amazônia) Perda da capacidade de regularização plurianual Redução gradativa da regularização plurianual Produção hidrelétrica se torna cada vez mais dependente das afluências, que resultam das chuvas ,2 Quantos meses de estoque máximo de energia 5,4 5,0 4, RELAÇÃO EN.ARMAZENADA Categoria / 1CARGA Plano Decenal* 3, * Fonte: MME/EPE Necessidade de alterar perfil da Matriz de Energia Elétrica Necessidade de contratação de expansão termelétrica para garantir o atendimento de energia e ponta 24
25 PEN 2013 Riscos de Déficit (%) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste EAR de partida: 62% EARmax Qualquer Déficit 3,8 3,1 2,8 4,2 >1% da Carga 3,2 2,5 2,3 3,7 Sul EAR de partida: 64% EARmax Qualquer Déficit 3,9 3,0 3,2 3,6 >1% da Carga 3,1 2,3 2,2 3,1 Nordeste EAR de partida: 48% EARmax Qualquer Déficit 0,8 0,5 0,5 0,9 >1% da Carga 0,1 0,2 0,1 0,3 Norte EAR de partida: 97% EARmax Qualquer Déficit 0,8 0,6 0,4 0,4 >1% da Carga 0,6 0,5 0,1 0,3 Valores inferiores a 5% ao longo de todo horizonte de análise, estando, dessa forma, de acordo com o critério de garantia postulado pelo CNPE (risco máximo de 5%) 25
26 PEN Custos Marginais de Operação - CMOs (R$/MWh)* SUBSISTEMA Sudeste/C. Oeste Sul Nordeste Norte * médias anuais de séries sintéticas 285,74 239,59 231,44 220,83 281,46 237,45 230,83 220,74 183,54 149,13 143,87 118,74 183,42 149,58 143,37 111,46 Diferenças de CMOs entre SE/CO/S e N/NE indicam a necessidade de avaliações de reforços nas interligações entre essas regiões 26
27 Principais Recomendações do PEN 2013 Aumento do atual nível de reserva de geração do SIN através de novas usinas térmicas, em leilões ainda em 2013, em especial na Região Sul Avaliar novos reforços (e/ou antecipações) nas interligações SE/CO/S N/NE e na exportação do Nordeste Necessidade de despacho de geração térmica máxima para atendimento à demanda máxima 27
28 5. Desafios para a Operação do SIN Regulação, Geração e Transmissão 28
29 A Expansão da Transmissão Integração de grandes Usinas na Amazônia 29
30 Grandes usinas, Interligações internacionais e Penetração de Eólicas 30 30
31 Principais Motivos de Atrasos de Obras de Transmissão Dificuldades legais das empresas estatais (lei nº 8666) Disponibilidade de empreiteiras Dificuldades para licenciamento ambiental Atrasos de obras Principal Motivo de Atraso das ICGs é a ausência de LI 31
32 Compatibilização entre os cronogramas de geração e transmissão nos leilões de energia A-3, LFA e LER Agilização da implantação dos empreendimentos de transmissão Criação de GT pelo MME visando à introdução de melhorias no processo Constituição pelo ONS de grupos de trabalho no âmbito dos estados envolvendo ONS/ANEEL/EPE/Empresas Transmissoras e Distribuidoras com participação das Secretarias de Energia em articulação com os Órgãos Ambientais Estaduais 32
33 Aperfeiçoamento Regulatório Geração no ACL Evolução da regulação para reduzir a exposição ao PLD do gerador contratado no ACL (de forma similar ao ACR). Criação de mecanismos para incentivo à contratação em Submercados diferentes, através da mitigação do risco de exposição à diferença de preços entre submercados 33
34 Obrigado 34
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% Armazenamento JUNHO RV0 1.1 ARMAZENAMENTO HISTÓRICO DO SISTEMA INTEGRADO NACIONAL 20 56,8 55,7 54,8,2 42,3 42,9 38,5,4 42,6 42,0 43,0,0 34,9 37,0 38,1,3 34,4 35,7 29,0 30,1 32,3 23,4 28,7 27,7 19,5 29,4
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