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 2013 1
Sumário 1. Atendimento em 2012 2. Programa Mensal de Operação Jul/2013 3. Avaliação Energética para 2013 4. Avaliação Energética de Médio Prazo 2014 2017 5. Desafios para a Operação do SIN Regulação, Geração e Transmissão 2
1. Atendimento em 2012 3
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 73.413 49.452 37.028 32.208 29.785 38.533 26.142 17.402 14.742 15.003 23.087 27.576 %MLT 132 84 68 78 100 153 125 99 84 71 85 67 MWmed 6.686 5.473 3.886 3.731 5.478 14.020 9.762 7.874 5.026 7.570 4.877 4.633 %MLT 99 70 60 60 66 149 95 82 42 58 52 63 MWmed 17.407 15.470 6.576 6.397 3.627 3.257 2.563 2.042 1.814 1.443 4.442 6.822 %MLT 122 103 44 53 49 67 64 58 58 42 79 66 MWmed 11.469 14.212 13.464 9.317 5.356 3.136 1.968 1.274 1.125 1.134 2.333 4.906 %MLT 138 126 102 70 57 69 73 66 73 64 80 86 ENAs mensais inferiores a 75 %MLT Evolução do Armazenamento SE/CO 100 90 80 70 60 50 40 30 76,1 60,7 31,9 28,8 20 10 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 0 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 4.211 951-2.268 2.894 fev 2.685 1.170-2.820 1.035 mar 2.863 1.251-3.382 732 abr 5.286 1.567-3.632 3.220 mai 5.880 1.450-2.071 5.259 jun 2.007 1.542-282 3.268 jul 702 2.706-346 3.062 ago -414 2.057 226 1.870 set 134 1.591 921 2.646 out 433 1.358 1.510 3.300 nov 3.294 1.073 1.205 5.572 dez 2.458 1.523-990 2.991 Ano 2012 2.259 1.437-777 2.919 Desestoque de cerca de 18 %EARmáx
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
2. Programa Mensal de Operação Jul/2013 6
Previsões climáticas do modelo CAM 3.0 / NCAR Avaliação do mês de junho (precipitação - mm) Junho 7
Condições Meteorológicas e Previsão Climática Trimestre CAM 3.0 - 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
Condições Observadas 02/Julho EAR = 93,5 %EARmáx ENA = 117% MLT (até 02/07) 3.143 MWmed EAR = 46,2 %EARmáx ENA = 62% MLT (até 02/07) 2.484 MWmed EAR = 63,7 %EARmáx ENA = 231% MLT (até 02/07) 48.625 MWmed EAR = 81,2 %EARmáx ENA = 278% MLT (até 02/07) 29.835 MWmed 9
Condições Hidroenergéticas PMO Julho/13 ENAs Verificadas Abril/13 a Junho/13 Abril Maio Junho MWmed % MLT MWmed % MLT MWmed % MLT SE/CO 51.363 123 28.799 96 37.284 147 SUL 7.690 118 4.920 58 18.663 193 NORDESTE 7.928 65 4.280 58 3.069 63 NORTE 14.009 95 9.421 99 3.967 87 %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 33.607 159 SUL 21.749 203 NORDESTE 2.386 60 NORTE 2.401 89 64,5 93,7 42,4 83,0 3.736 556 871-5.163 4.463 1.313 3.360 1.350 10.486 Na aplicação dos POCP, não houve indicação de geração térmica adicional. 10
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
3. Avaliação Energética para 2013 12
Energia Natural Afluente (ENA) Verificado até Junho Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 ENA - Junho/13 Bruta Armazenável MWmed %MLT MWmed %MLT S 18.797 195 12.724 132 SE/CO 38.103 150 33.277 131 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
Energia Natural Afluente (ENA) Anos 1988, 2012 e 2013 Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 14
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 1.100 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 1988 96 (42/82) 49 (74/82) 93 (43/82) 98 (42/82) Ano 2012 92 (53/82) 64 (64/82) 63 (78/83) 72 (71/82) 15
Premissas Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 Carga (MWmed) junho julho agosto setembro outubro novembro MEDIA SE/CO 38.181 38.281 38.886 39.054 39.247 38.784 38.739 S 10.483 10.398 10.394 10.296 10.360 10.492 10.404 NE 9.000 9.024 9.215 9.483 9.713 9.775 9.368 N 4.280 4.248 4.294 5.235 5.384 5.432 4.812 SIN 61.944 61.951 62.789 64.068 64.704 64.483 63.323 Disponibilidade de Geração Térmica (MWmed) Despacho GT1A GT (MWmed) Jul Ago Set Out Nov MEDIA 11.022 11.340 11.070 11.642 11.649 11.345 Fator de 90% para definição da disponibilidade Despacho Pleno GT (MWmed) Jul Ago Set Out Nov MEDIA 14.966 14.901 14.521 15.415 14.914 14.719 Fator de 90% para definição da disponibilidade 16
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 1.384 Geração hidráulica simulada EXPANSÃO CAPAC. (MW) LIMITE TOTAL S. ANTONIO JIRAU TRANSFERÊNCIA JULHO 1.022 75 1.097 520 AGOSTO 1.229 150 1.379 520 SETEMBRO 1.367 300 1.667 700 OUTUBRO 1.509 525 2.034 1.100 NOVEMBRO 1.651 675 2.326 1.100 MEDIA 1.354 343 1.697 787 BALBINA N 1 a 5/5 01/ago/13 50 COARACY NUNES N 1 a 3/3 01/out/13 24 Total NORTE 322 17
Avaliação Prospectiva Período Jul-Nov/2013 Premissas Expansão Térmica USINA COMB. UG POTÊNCIA (MW) JULHO AGOSTO SETEMBRO OUTUBRO NOVEMBRO P. PECEM I CARVÃO 1 360 P. PECEM I CARVÃO 2 360 ITAQUI CARVÃO 1 360 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 1 360 MARANHÃO III GÁS 1 168,8 MARANHÃO III GÁS 2 168,8 DISPONIBILIDADE (MW) 2.136 2.496 2.496 2.834 2.834 18
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 1988 38,5 37,6 36,4 35,8 29,9 24,1 Ano 2012 41,5 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 1988 34,7 34,7 34,7 34,7 34,7 29,7 Ano 2012 25,8 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
Deliberações CMSE 1. Efetuar o desligamento de toda GT do grupo denominado GT1B, cerca de 3.900 MW. - Totaliza 3.100 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
4. Avaliação Energética de Médio Prazo 2014 2017 21
Projeção de Carga de Energia no SIN (revisão EPE e ONS em maio de 2013)* Carga de Energia MW med 2.922 MWmed 2.610 MWmed Crescimento no período: 4,4% a.a. PIB 2013/2017: 4,5% a.a. 3.664MWmed 2.844 MWmed PEN 2013 2013 2014 2015 2016 2017 SIN MWmed 63.528 67.192 70.037 72.646 75.569 Crescimento - MWmed - 3.664 2.844 2.610 2.922 Taxa crescimento 4,8% 5,8% 4,2% 3,7% 4,0% * Próxima revisão em setembro de 2013 22
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/2013 23
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 7 6 5 4 3 2 1 0 6,2 Quantos meses de estoque máximo de energia 5,4 5,0 4,7 2001 2013 2015 2017 RELAÇÃO EN.ARMAZENADA Categoria / 1CARGA Plano Decenal* 3,35 2021 * 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
PEN 2013 Riscos de Déficit (%) SUBSISTEMA 2014 2015 2016 2017 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
PEN 2013 - Custos Marginais de Operação - CMOs (R$/MWh)* SUBSISTEMA 2014 2015 2016 2017 Sudeste/C. Oeste Sul Nordeste Norte * médias anuais de 2.000 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
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
5. Desafios para a Operação do SIN Regulação, Geração e Transmissão 28
A Expansão da Transmissão Integração de grandes Usinas na Amazônia 29
Grandes usinas, Interligações internacionais e Penetração de Eólicas 30 30
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
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
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
Obrigado 34