Operação do SIN e Desafios para o Futuro

O ONS, suas Atribuições na Operação do SIN e Desafios para o Futuro Palestra para MBA de Economia e Gestão de Energia Rio de Janeiro, 02.04.2009 Hermes Chipp

Sumário 1. Estrutura Institucional do Setor Elétrico Brasileiro 2. A Governança e as Atribuições Legais do ONS 3. Caracterização do Sistema Interligado Nacional 4. O Estamento Regulatório Procedimentos de Rede do ONS 5. Avaliação das Condições de Atendimento - Procedimentos Operativos de Curto Prazo - Atendimento em 2009 - Atendimento em 2010 2013 6. Aperfeiçoamentos Regulatórios e Metodológicos - Para a Expansão - Para a Operação 7. Integração de Mercados de Energia Elétrica nas Américas 8. Desafios na Integração dos Sistemas Isolados e do Parque Eólico 2

Estrutura Institucional do Setor Elétrico Brasileiro SEB 3

A Estrutura Institucional do SEB Leis n o 10.848/2004 e n o 10.847/2004 MME Ministério de Minas e Energia CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico Dec. n O 5175/2004 Segurança do suprimento EPE Empresa de Pesquisa Energética Dec. n O 5184/2004 Planejamento energético CNPE CMSE MME EPE ONS ANEEL CCEE CNPE Conselho Nacional de Política Energética Dec. nº 3520/2000 Política Energética/Matriz ANEEL Agencia Nacional de Energia Elétrica Lei n O 9427/1996 ANA ANP Regulação e Fiscalização Operação ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico Dec. n O 5081/2004 Agentes G T D C CL IM/EX Comercialização CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica Dec. n O 5177/2004 4

A Governança e as Atribuições Legais do ONS 5

Funções Legais Operador Nacional do Sistema Elétrico Lei 10.848 de 15 de março de 2004 ONS Art. 13 o As atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica, integrantes do Sistema Interligado Nacional SIN, serão executadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, mediante autorização do Poder Concedente, fiscalizado e regulado pela ANEEL, a ser integrado por titulares de concessão, permissão ou autorização e consumidores que tenham exercido a opção prevista nos artigos. 15 o e 16 o da Lei n o 9.074, de 1995, e que sejam conectados à rede básica. 6

Governança do ONS Participantes 211 Agentes G despachados pelo ONS Agentes de Transmissão Agentes de Distribuição Agentes Exportadores Agentes Importadores Consumidores Livres (conectados à rede básica) Conselho de Consumidores MME Produção 28.000 votos: 10.000 para Produção e Consumo 8.000 para Transmissão Assembléia Geral Transmissão Consumo Participam da Assembléia Geral 2 representantes de Conselhos de Consumidores e 1 do MME, sem voto Conselho de Administração Nos Conselhos de Administração e Fiscal Conselheiros escolhidos em votação na respectiva categoria Na Diretoria Um Diretor Geral Quatro Diretores Produção 5 titulares 5 suplentes Conselho Fiscal 3 titulares 3 suplentes Transporte 4 titulares 4 suplentes Consum o5 titulares Diretoria 5 suplentes Governo/MME 1 titular 1 suplente 7

A Governança do ONS Fontes e Recursos do ONS Receita decorrente de parcela dos encargos de uso do sistema de transmissão, definida pela ANEEL Contribuição dos membros associados, função do número de votos na Assembléia Geral Outras fontes que vierem a ser aprovadas pela ANEEL 8

Área de Atuação do ONS ± 1.000 pontos de conexão Geração (H+T) 172 Usinas 30 MW 962 Unidades geradoras 89 Agentes Rede Básica de Transmissão 81.572 km de LTs 731 circuitos 367 subestações 59 Agentes Distribuição + Consumidores Finais Carga de Energia 51.870 MWmed Verificado 2008 75 Agentes Geração + Transmissão Distribuição Operação sistêmica pelo ONS / Operação instalações pelas empresas de G & T Abastecimento no atacado Fiscalização da ANEEL Operação pelas empresa de D Abastecimento no varejo 9

Atribuições e Macro-funções do ONS Decreto 5.081 de 14/05/2004 Planejamento e programação da operação e despacho centralizado da geração Supervisão e controle da operação dos sistemas nacionais e internacionais Contratação e administração dos serviços de transmissão, do acesso à rede e dos serviços ancilares Proposição à ANEEL das ampliações e reforços da rede básica Definição de normas para a operação da rede básica Procedimentos de Rede Administração da Transmissão Planejamento e Programação da Operação do Sistema - SIN Operação em Tempo Real 10

Estrutura Organizacional do ONS Nº de empregados: 700 Orçamento 2008: R$ 319 milhões Conselho Fiscal Equipes de Estudos Regionais: Núcleos Sul e Norte/Nordeste Assembléia Geral Conselho de Administração Diretoria Diretoria Geral Secretaria Geral Assessoria de Comunicação e Marketing Relacionamento Estratégico Planejamento Estratégico Corporativo Assessoria Jurídica Assessor - Assuntos Regulatórios Assessor Auditor Corporativo Gestão de Riscos Diretoria de Administração dos Serviços da Transmissão Diretoria de Planejamento e Programação da Operação Diretoria de Operação Diretoria de Assuntos Corporativos Gerências: Administração da Transmissão Contabilização e Monitoração dos Contratos Legenda: Subordinação Administrativa 11 Subordinação Técnico-operacional Gerências: Estudos Especiais, Proteção e Controle Modelos e Carga Planejamento da Operação Programação e Desligamentos Gerências: Centro Nacional de Operação do Sistema CNOS e Centro Regional de Operação Norte COSR-N Pré-operação e Tempo Real Normatização, Análise e Estatística da Operação Centro Regional de Operação: Sudeste COSR-SE Sul COSR-S Nordeste COSR-NE Serviços Gerais Gerências: Financeira Recursos Humanos Informática e Telecomunicações

Estrutura Organizacional do ONS Ambiente de Estudos Planejamento e Programação Administração da Transmissão Assuntos Corporativos Ambiente Operativo Centro Nacional de Operação do Sistema Brasília Escritório Central Rio de Janeiro COSR-NE Recife COSR-SE Rio Equipe Descentralizad a N/NE Recife Equipe Descentralizada Sul Florianópolis COSR-NCO Brasília COSR-S Florianópolis 12

Cadeia de Macro-funções do ONS Insumos dos agentes associados Procedimentos de Rede Regras da Operação Proposição de Ampliações e Reforços da Rede Básica 3 anos a frente Acesso e Conexão Por demanda Planejamento Planejamento da Operação Elétrica Planejamento da Operação Energética Até 5 anos a frente Programação Eletroenergética Mensal e diária Operação Operação em tempo real Préoperação Pósoperação No dia / Tempo real Administração, Contabilização e Liquidação de Serviços e Encargos Agentes associados produtos Sociedade 13

Caracterização do Sistema Interligado Nacional 14

Sistema Interligado Nacional Dados Gerais 2.800km 2008 2013 Demanda máxima MW 65.586 - Capacidade Instalada MW 98.825 124.066 Hidro+Itaipu 79.897 87.566 Termo-convencional 11.895 25.266 Termo-nuclear 2.007 2.007 Pequenas Centrais + Eólicas 5.026 9.227 3.450km 15 Cap. Armazen. MWmes 272.948 - Produção TWh 455,7 - Hidro 404,8 - Térmica 47,2 - Eólica e outras 3,7 - Carga de Energia TWh 455,7 573,0 2008 Km de Linha Transm. (>230kV) 90.316 Capacidade de transf. GVA 189 Em 2008, a capacidade hidroelétrica instalada representava cerca de 80% do total; entretanto, o realizado foi cerca de 89% do total gerado.

Interdependência Operativa de Usinas e Bacias Multiproprietários Cemig Furnas AES-Tietê CESP CDSA Consórcios Copel Tractebel Rio Paranaíba Rio Iguaçu Rio Tietê Rio Grande Rio Paranapanema Itaipu Binacional 31 empresas públicas/privadas em 12 grandes bacias As características do SIN requerem a coordenação centralizada da operação para assegurar a otimização econômica 16

12 Grandes bacias - Integradas pela Transmissão Regional Sazonalidade da oferta e Complementaridade Sul/Sudeste 60.000 50.000 40.000 30.000 50,8% da afl. anual Carga média anual em 2008 = 32.005 MWmed Média Anual (MWmed) 32.821 ENA Sudeste 20.000 10.000-12.000 10.000 8.000 53.531 56.270 52.114 38.985 28.507 24.371 20.310 17.018 17.071 20.364 26.066 39.249 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Média Anual (MWmed) 7.837 Carga média anual em 2008 = 8.667 MWmed ENA Sul 6.000 4.000 41,6% da afl. anual 2.000-6.053 6.991 5.941 5.560 7.267 8.515 9.357 8.596 10.070 11.305 8.007 6.384 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 17 Configuração Março/2009

A Importância Estratégica da Transmissão Sistemas Isolados 2% do mercado Configuração 2008-10 3.450 km Manaus 3.400 km A Rede Básica do SIN, devido à predominância da geração hidroelétrica e usinas distantes dos centros de carga, além da função transporte de energia, é vetor da otimização econômica do sistema: uso ótimo dos recursos hidrológicos, explorando complementaridades de regime hidrológico das bacias é vista como usina virtual 18

Subsistema Norte Exporta 6 meses do ano Intercâmbio de Energia entre Subsistemas (MWmes) 2200 4000 3100 2000 4000 3500 4200 2º circ. Colinas R. Gonçalves S.J.Piauí Milagres, 2010 Capac. Armaz.: 12.414(4,6%) Carga: 3.660 MWmed 7000 4000 Capac. Armaz.: 51.690(19,0%) Capac. Térmica: 1.887 MW Carga: 7.540 MWmed 1000 2000 7000 9400 10100 Capac. Armaz.: 190.419(69,7%) Capac. Térmica/Nuclear: 7.596 MW Carga: 32.000 MWmed 4800 5500 LT 525 kv Foz Cascavel, 2011 Capac. Armaz.: 18.425(6,8%) Capac. Térmica: 2.734 MW Carga: 8.670 MWmed 7500 6000 Capac. de Armaz. Total do SIN 272.948 MWmes 19 Dados de dezembro/2008

Necessidade de Ações Coordenadas no SIN Integração Sistêmica Ótimo sistêmico Otimização energética Gestão otimizada do armazenamento dos grandes reservatórios Despacho otimizado das termoelétricas Minimiza probabilidade de racionamentos Segurança elétrica Operação da geração e da Rede Básica de Transmissão/DITs Operação das instalações / Agentes G T D Minimiza probabilidade de blecautes A gestão centralizada da operação do SIN pelo ONS assegura operação a menor custo e a máxima segurança do suprimento. 20

A Missão do ONS Operar o Sistema Interligado Nacional de forma integrada, com transparência, equidade e neutralidade, de modo a garantir a segurança, a continuidade e a economicidade do suprimento de energia elétrica no país. 21

O Estamento Regulatório Procedimentos de Rede do ONS 22

Procedimentos de Rede Elaboração ONS Participação dos Agentes Homologados pela ANEEL 25 Módulos Objetivos Estabelecer, em base legal, os procedimentos, critérios, metodologias e requisitos técnicos, bem como as responsabilidades do ONS e dos Agentes, no que se refere a atividades, insumos, produtos e prazos dos processos, para o exercício pelo ONS de suas atribuições Valores Transparência, Neutralidade, Equanimidade e Reprodutibilidade na Operação do Sistema Interligado Nacional 23

Módulos dos Procedimentos de Rede 1. Introdução geral ao Operador Nacional do Sistema Elétrico e aos Procedimentos de Rede 2. Requisitos mínimos para instalações e gerenciamento de indicadores de desempenho da rede básica e de seus componentes 3. Acesso aos sistemas de transmissão 4. Ampliações e reforços 5. Consolidação da previsão de carga 6. Planejamento e programação da operação elétrica 7. Planejamento da operação energética 8. Programação diária da operação eletroenergética 9. Recursos hídricos e meteorologia 10. Manual de Procedimentos da Operação 11. Proteção e controle 12. Medição para faturamento 24

Módulos dos Procedimentos de Rede 13. Telecomunicações 14. Administração dos serviços ancilares 15. Administração de serviços e encargos de transmissão 16. Acompanhamento de manutenção 18. Modelos e Sistemas Computacionais 19. Identificação, tratamento e penalidades para as não-conformidades 20. Glossário de termos técnicos 21. Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle sistêmico e integração de instalações 22. Análise de ocorrências e perturbações 23. Critérios para estudos 24. Processo de integração de instalações 25. Apuração dos dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e indicadores de desempenho 26. Modalidade de operação de usinas 25

Avaliação das Condições de Atendimento 26

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 27

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 contratadas com CVU elevado, despachadas somente a partir da caracterização de condições hidrológicas adversas, reduzindo ainda mais a capacidade de regularização plurianual Maior dependência dos períodos chuvosos e necessidade de uso mais intenso de geração térmica 28 Requer ações mais robustas por parte do Operador

Perda de Regularização dos Reservatórios 6,5 6 EARmáx / CARGA - SIN CMO Semanal - PMO e Revisões CMO Mensal - PMO Mar/09 1000,00 900,00 800,00 5,5 700,00 EARmáx/Carga 5 600,00 500,00 400,00 CMO (R$/MWh) 4,5 300,00 4 200,00 100,00 29 3,5 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 0,00

Condições Verificadas Ano 2007 Período Úmido / Período Seco Região SE/CO Período Úmido ENA = 131% MLT EAR 01/01 : 54% EAR 30/04 : 87% Período Seco ENA = 92% MLT EAR 30/11 : 48% Média Anual ENA = 110% MLT EAR 31/12 : 46% Região NE Período Úmido Período Seco Média Anual ENA = 117% MLT EAR 01/01 : 63% EAR 30/04 : 95% ENA = 68% MLT EAR 30/11 : 29% ENA = 93% MLT EAR 31/12 : 27% 30

Procedimentos Operativos de Curto Prazo Procedimentos Operativos Buscando assegurar o atendimento para os dois primeiros anos, foi proposta a aplicação de 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. Este procedimento resulta em mudança de paradigma da operação e define um estoque de segurança nos reservatórios ao final do período seco de cada ano. A definição desse Nível Meta, que busca garantir o atendimento no segundo ano mesmo na ocorrência de afluências críticas no período dez/1º ano abr/2º ano, será função do critério de segurança desejado. 31

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 N2 N3 Afluência selecionada para critério de segurança desejado Dez/Abr Pior do histórico 2º pior do histórico CAR NSPU Verificado Final Jan NSPS 10% Jan/1ºAno 32 Fev/1ºAno Nov/1ºAno Abr/2ºAno Nov/2ºAno

Condições Verificadas - Ano 2008 - Período Úmido / Período Seco Região SE/CO Período Úmido Balanço Período MWmed Jan/Abr ENA 51.466 103%MLT Ger. Térmica 4.360 EAR 01/01 : 46% EAR 30/04 : 82% Período Seco Balanço Período Mai/Nov MWmed ENA 23.859 109%MLT Ger. Térmica 4.269 EAR 30/ 11 : 50% Nível Meta 30/11 : 53% (49%) A geração térmica adicional pela aplicação experimental dos Procedimentos Operativos em 2008 proporcionou acréscimos de armazenamento de 12% EARmáx. Sem essa medida, o armazenamento seria inferior ao observado em 2007. Percebe-se claramente uma tendência de enchimento e esvaziamento anual dos reservatórios. 33

Condições Verificadas - Ano 2008 - Período Úmido / Período Seco Região NE Período Úmido Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA 11.010 78%MLT Ger. Térmica 859 EAR 01/01 : 27% EAR 30/04 : 82% Período Seco Balanço Período Mai/Nov MWmed ENA 3.142 68%MLT Ger. Térmica 262 EAR 30/ 11 : 36% Nível Meta 30/11 : 35% (34%) A geração térmica adicional pela aplicação experimental dos Procedimentos Operativos em 2008 proporcionou acréscimos de armazenamento de 8% EARmáx. Sem essa medida, o armazenamento seria inferior ao observado em 2007. Percebe-se claramente uma tendência de enchimento e esvaziamento anual dos reservatórios. 34

Condições de Atendimento em 2009 Níveis Meta para 2009 - Regiões SE/CO e NE Região SE/ CO Região NE Nível Meta 30/11/09 ENA dez/abr EAR 30/04/10 Nível Meta 30/11/09 ENA dez/abr EAR 30/04/10 48% 49% MLT (70/71 - pior) 33% 44% MLT (70/71 - pior) 38% 58% MLT (54/55-2º pior) 43% (CAR) 26% 48% MLT (75/76-2º pior) 45% (CAR) 22% (CAR) 71% MLT CAR (33/34-5º pior) 19% (CAR) 54% MLT CAR (00/01-3º pior)

Condições Verificadas + Previstas - Ano 2009 - Período Úmido Regiões SE/CO e NE Período Úmido SE/CO Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA* 49.492 99%MLT Ger. Térmica 2.384 EAR 01/01 : 55,9% EAR 30/04 : 82,0% Período Úmido NE Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA* 12.162 86%MLT Ger. Térmica 271 EAR 01/01 : 44,6% EAR 30/04 : 85,4% * Composição da ENA: jan mar verificado; PMO abril Com cerca 2.000 MWmed e 600 MWmed de geração térmica em relação a 2008, respectivamente nas regiões SE/CO e NE, deve-se atingir níveis de armazenamento ao final da estação úmida inclusive superiores aos de 2008. A maior disponibilidade de geração térmica em 2009 para despacho por ordem de mérito econômico, ou mesmo para utilização através de procedimentos operativos, dá maior conforto para se atingir o nível meta em 30/11 sem a utilização de térmicas acionadas a combustível líquido.

PMO Abril/09 Resultados Intercâmbio Semana Operativa de 28/03 a 03/04/2009 N NE CMO (R$/MWh) Pesada 0,00 Média 0,00 Leve 0,00 Geração da UHE Tucuruí maximizada, em virtude da existência de excedentes energéticos exportáveis Intercâmbio dimensionado visando o replecionamento do reservatório da UHE Sobradinho. CMO (R$/MWh) Pesada 94,68 Média 94,68 Leve 94,68 50 Hz ITAIPU 60 Hz SE/CO CMO (R$/MWh) Pesada 107,43 Média 105,41 Leve 103,15 CMO (R$/MWh) Pesada 107,43 Média 105,47 Leve 103,15 S Intercâmbio dimensionado visando o recebimento dos excedentes energéticos não alocáveis na região SE/CO.

Semana Operativa de 28/03 a 03/04/2009 PMO Abr/09 - Resultados USINAS DESPACHADAS POR ORDEM DE MÉRITO DE CUSTO Região SE/CO: Disponíveis: Norte Fluminense 1, 2 e 3 Região NE: Disponíveis: Termopernambuco Termofortaleza Angra 2 Indisponíveis: M. Covas Angra 1 (Manutenção) Aureliano Chaves Indisponíveis: -

RELACIONADOS COM A SEGURANÇA ELÉTRICA Semana Operativa de 28/03 a 03/04/2009 PMO Abr/09 - Resultados Área UTE Despacho (MW) P M L Observação Elétrico Necessário Rio Grande do Sul Santa Catarina 115 115 115 P. Médici Inflexibilidade: 115 MW Uruguaiana Complexo J. Lacerda Efetivo 115 115 115 Elétrico Necessário 224 224 224 Inflexibilidade: 0 MW Efetivo 0 0 0 Elétrico Necessário 83 83 83 Inflexibilidade: 83 MW Efetivo 83 83 83 Evitar corte de carga na perda da LT 230kV Cidade Industrial - Pelotas 3 e da LT 230 kv Alegrete 2 - Livramento 2. Evitar corte de carga, na perda da LT 230 kv Dona Francisca - Santa Maria 3. Evitar corte de carga na área leste de SC em carga pesada e média, na perda da LT 525 kv Blumenau - Campos Novos, e sobrecarga na LT 138 kv Biguaçu - Florianópolis, na perda da LT 230 kv Biguaçu - Palhoça. Evita-se ainda, em regime normal de operação, a sobrecarga na LT 230 kv Caxias 5 - Farroupilha.

Atendimento Energético 2010-2013 40

Carga (MWmédio) 70.000 68.000 66.000 64.000 62.000 60.000 58.000 56.000 54.000 52.000 Carga média anual de energia no SIN - 2009/2013 [MWmédios] Atualização da Carga Ciclo 2009 Evolução da Carga Própria de Energia 2009/2013 SIN Cenário de Referência - Planejamento Anual de 2009 (2ª Revisão Quadrimetral de 2008) Cenário de Referência - Planejamento Anual de 2009 - Atualização 24-03-09 65.958 Taxa de crescimento carga 2009-2013: 4,6 % 64.220 Taxa de crescimento carga 2009-2013: 4,9 % 63.129 61.606 PIB: 2009 =2%; Médio 2010-2013=4,7% 60.505 58.992 57.838 56.273 54.995 53.057 50.000 48.000 46.000 2009 2010 2011 2012 2013 Obs.: O mercado a ser utilizado nas simulações inclui as parcelas do Mercado ANDE e o consumo da UHE Itaipu (50Hz). 41

Evolução do Termo de Compromisso Petrobras - GN Eventos Marco UTEs TC (MWmed) 42 GNL no NE (Pecém) set/08 Gasoduto Campinas Rio Fase II Termoaçu Gasoduto Cabiúnas - Vitória fev/08 Gasoduto Japeri REDUC Gasoduto Catu Itaporanga e Compressão em Pilar Aumento Produção Manati GNL no SE (Rio de Janeiro) GASENE (Cacimbas Catu) 1º Sem. 2008 2.333 2º Sem. 2008 3.701 1º Sem. 2009 4.469 2º Sem. 2009 5.765 GASBEL II 1º Sem. 2010 5.977 Ampliação da Compressão do Gasbol trecho Sul Usina Térmica de Cubatão Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté (Gás de Mexilhão) 2º Sem. 2010 6.659 Termo de Compromisso: 2.333 MWmed jun/08 6.659 MWmed dez/2010 GT = 4.326 MWmed

Evolução da Oferta (MW) Participação por Fonte dezembro/08 Hidroelétricas + Itaipu (MW) (%) Termoelétricas (MW) (%) PCHs (MW) (%) PCTs (MW) (%) Eólicas (MW) (%) 2008 2013 79.897 87.566 (80,8%) (70,6%) 13.902 (14,0%) 2.490 (2,5%) 2.253 27.294 (22,0%) 3.423 (2,7%) 5.091 (2,3%) (4,1%) 284 (0,3%) 712 (0,6%) Total em MW 98.825 124.066 43

Atendimento Energético 2010 2013 Riscos de Déficit PMO Abril/09 Com revisão da projeção de crescimento da carga Subsistema 2010 2011 2012 2013 Sudeste/Centro-oeste Qualquer Déficit 4,4 5,2 6,4 4,7 >1% da Carga 2,2 3,8 4,3 2,8 Sul Qualquer Déficit 4,9 5,2 7,0 5,4 >1% da Carga 2,3 3,7 4,3 2,9 Nordeste Qualquer Déficit 3,5 3,4 3,5 1,1 >1% da Carga 1,7 2,0 1,7 0,0 Norte Qualquer Déficit 5,8 4,8 4,5 3,9 >1% da Carga 3,0 3,0 2,5 1,6

140 120 100 80 60 40 20 0 127 86 Distribuição dos Deficits Sudeste 2012 DISTRIBUIÇÃO DOS DÉFICITS COM SÉRIES SINTÉTICAS PMO ABRIL/2009 - SUDESTE 2012 66 55 46 41 33 27 22 19 15 13 9 8 5 3 3 3 3 3 1 1 NÚMERO DE SÉRIES qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% >=13% >=14% >=15% >=16% >=17% >=18% >=19% >=20% >=21% PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL

Atendimento Energético 2010 2013 Permanência da Diferença de CMOs S/SE/CO Ano 2013 5% das séries a diferença de CMOs R$50/MWh Questões relevantes para reflexão: 1) Viabilidade de redução do número de Submercados 2) Risco de exposição à diferença de preços entre submercados reduz oferta para o ACL

Atendimento Energético 2010 2013 Permanência da Diferença de CMOs N/NE Ano 2013 8% das séries a diferença de CMOs R$50/MWh Questões relevantes para reflexão: 1) Viabilidade de redução do número de Submercados 2) Risco de exposição à diferença de preços entre submercados reduz oferta para o ACL

Aperfeiçoamentos Regulatórios e Metodológicos 48

Aperfeiçoamentos Regulatórios e Metodológicos Garantia do Atendimento Necessidade de maior aderência entre os critérios adotados no Planejamento da Expansão e da Operação: Metodologia de cálculo do ICB, buscando maior aderência aos critérios de despacho térmico utilizados pelo NOS Critério de Garantia de Suprimento Aperfeiçoamentos Metodológicos Operação: Procedimentos Operativos de Curto Prazo concluído, em fase final de homologação pela ANEEL Indicadores de Segurança Energética em curso

Aperfeiçoamentos Regulatórios e Metodológicos para a Garantia do Atendimento Expansão Quanto ao ICB: Considerando a necessidade de que os cálculos do ICB reflitam os custos futuros que serão incorridos no atendimento do mercado de energia, torna-se necessário inserir a representação dos mecanismos de segurança utilizados pelo ONS (CAR, Procedimentos Operativos) na metodologia de cálculo do ICB empregado pela EPE.

Aperfeiçoamentos Regulatórios e Metodológicos para a Garantia do Atendimento Expansão Quanto ao Critério de Garantia de Suprimento: A Resolução CNPE n o 1/2004 Estabelece que o risco de insuficiência de oferta de energia elétrica no SIN não poderá exceder a 5% em cada um dos subsistemas que o compõem. A Portaria MME n o 258/2008 estabelece o cálculo das garantias físicas com base na igualdade CMO = CME. A formulação do Plano Decenal é feita com base no critério CMO = CME, sendo o risco uma conseqüência. A avaliação das condições de atendimento no horizonte A avaliação das condições de atendimento no horizonte quinquenal é feita avaliando a probabilidade do déficit médio anual ser maior do que 5% da carga, resultando, na prática, em uma aferição menos rigorosa das condições de atendimento no horizonte da Operação.

Aperfeiçoamentos Regulatórios e Metodológicos para a Garantia do Atendimento Operação Indicadores de Segurança Energética O racionamento em 2001/2002 lançou dúvidas quanto à suficiência e eficácia da política de minimização de custos para a segurança do atendimento dos requisitos de energia elétrica. O novo modelo, estabelecido pela Lei 10.848/2004, privilegiou a segurança do atendimento Decreto 5.175/2004 instituiu o CMSE. Tendo em vista a predominância hidroelétrica, com forte dependência do comportamento aleatório das afluências, a Resolução 1/2004 do CNPE definiu que o atendimento deve ter garantia de 95%. Entretanto, alguns fatores podem reduzir esta garantia para menos que 95%, tais como atrasos de obras dos sistemas de geração e transmissão, de gasodutos, de oferta de gás e ainda a ocorrência de condições hidrológicas muito desfavoráveis.

Aperfeiçoamentos Regulatórios e Metodológicos para a Garantia do Atendimento Operação Indicadores de Segurança Energética Uma forma de verificação de atendimento a essas condições desfavoráveis é a obtenção pelo ONS de Indicadores de Segurança. A finalidade dos Indicadores de Segurança, dos Sinais das condições de Atendimento e dos Riscos de Racionamento é dotar o CMSE/MME de uma metodologia e de resultados que possibilitem uma ação pronta e ágil para a tomada de decisão visando a correção de situações adversas do atendimento energético do SIN, e que sejam de fácil atendimento para a comunicação social. Para tanto, considera-se, além da Curva Bianual de Aversão a Risco CAR, a definição da Curva Anual Crítica de Operação CCO, determinada por critérios similares aos da CAR, que indica os requisitos mínimos de armazenamento, ao longo do ano, para se evitar a operação a fio d água e, consequentemente, as restrições para o atendimento pleno da carga.

Indicadores de Segurança Energética Em consequência, tem-se, para cada ano, a definição de regiões de armazenamento e das condições de atendimento a elas associadas: 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%

Indicadores de Segurança Energética REGIÃO VERDE: condições de atendimento favoráveis, no ano considerado, sendo mantidas as políticas operativas regulares definidas pelos modelos de otimização do despacho. REGIÃO AMARELA : condições de atendimento de atenção (ou alerta), no ano considerado, sendo necessárias ações operativas de segurança, adicionais às regulares, além daquelas decorrentes da violação da CAR e da aplicação de procedimentos operativos. REGIÃO VERMELHA: condições de atendimento críticas (ou alarme), no ano considerado, sendo necessárias ações adicionais (estruturais e operacionais) para manter o pleno atendimento da carga.

Outros Desafios Regulatórios: Aperfeiçoamentos Regulatórios e Metodológicos 1. Mitigação da Volatilidade do CMO e do PLD 2. Aprimoramentos da Representação da CAR CAR 5 anos 3. Revisão da Resolução nº 109 da GCE 4. Metodologia para definição da Função Custo do Déficit de Energia 5. Impactos Financeiros de Parque Termoelétrico Contratado por Disponibilidade 6. Reserva de Capacidade 7. Encargos de Serviços do Sistema ESS: necessidade de representação mais aderente entre o despacho físico e o despacho comercial, em especial quanto à representação da transmissão 8. Aperfeiçoamento das regras de comercialização no ACL 9. Viabilidade de redução do número de Submercados 10. Exportação e Importação de Energia

Mitigação da Volatilidade do CMO e PLD Sistemas de produção predominantemente hidráulicos têm naturalmente volatilidade dos custos marginais CMO e, por consequência, dos preços do mercado de curto prazo PLD, em virtude de incerteza associada à oferta futura de água. A volatilidade do SIN vem sendo progressivamente acentuada pela redução gradual da capacidade de regularização plurianual do sistema de reservatórios. Em termos do modelo de otimização do despacho hidrotérmico, esse fato corresponde ao aumento da influência da variável do estado afluência do período antecedente sobre a outra variável energia armazenada. O efeito da volatilidade sobre o preço de curto prazo induz a contratação de médio e longo prazo, de forma a mitigar riscos de preços muito elevados. Entretanto essa volatilidade excessiva não é sinal econômico para a expansão da oferta.

Metodologia para Função Custo do Déficit A Curva de Custo de Déficit definida em quatro patamares foi também estabelecida por meio da resolução GCE nº 109. Seu significado é de suma importância, pois afeta a política operativa do ONS, o preço de liquidação de energia no curto prazo e, teoricamente, constitui o sinal econômico para o acionamento da decisão de racionamento preventivo de energia em situações críticas. Os estudos de planejamento de expansão conduzidos pela EPE, entretanto, consideram uma Curva de Custo do Déficit definida em um único patamar. O uso da Curva de Custo do Déficit definido em quatro patamares resulta na indicação de riscos de déficit elevados e a alta frequência de déficits de pequenas profundidades que seriam na realidade mitigados por ações operativas do ONS. Torna-se necessário definir uma Curva de Custo do Déficit que unifique sua aplicação nos processos de planejamento da expansão, operação e comercialização de energia.

Integração de Mercados de Energia Elétrica nas Américas 59

Proposta de Evolução Gradual Etapa 1 Preços de oportunidade e volumes na fronteira O processo de importação/exportação entre Brasil e Argentina poderá ser aprimorado por meio de intercâmbios de oportunidade, considerando oferta de preço e volume de energia na fronteira de cada sistema nacional otimizado separadamente.

Proposta de Evolução gradual: Etapa 1 - Preços de oportunidade e volumes na fronteira Etapa 1 Arranjo independente preços obtidos com modelagem em separado Argentina P A I I P A < P B I I ~ Brasil P B Mercados independentes Redução das perdas de oportunidade Intercâmbio (I) Relação entre custos Avaliação Intercâmbio ARG BR PA < PB Ok BR ARG PA > PB Ok P A Preço Argentina P B Preço Brasil Para otimização/redução de custos Para segurança eletroenergética

Proposta de Evolução gradual: Etapa 1 - Necessidades de Equacionamento A primeira etapa corresponde à integração parcial de mercados, com ajuste de preço e volume na fronteira. Para tanto, será necessário: Formalização de Acordos de Importação e Exportação entre os países para institucionalização dos intercâmbios por interesses nacionais Preservação, em cada país, de regras comerciais, procedimentos regulatórios e critérios técnicos próprios Ressarcimento de perdas, tributos e custos de uso de Ressarcimento de perdas, tributos e custos de uso de instalações de terceiros de uso exclusivo (não integrantes da Rede Básica)

Proposta de Evolução gradual: Necessidades de Equacionamento Ressarcimento de custos e atendimento de critérios técnicos para a utilização de sistema de transmissão nacional de terceiro país Regulação econômica da comercialização com tratamento equânime aos agentes de geração, comercialização e consumo na participação dos benefícios, buscando-se a modicidade tarifária Sistemática de faturamento da energia transacionada Condições específicas diferenciação de períodos de exportação como, por exemplo, dezembro-março, quando não há aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo

Proposta de Evolução gradual: Necessidades de Equacionamento Determinação da oferta para exportação nos períodos quando há aplicação de Procedimentos Operativos de Curto Prazo (geração térmica complementar) Metodologia e critério para avaliação prévia do risco e do custo de atendimento de uma carga adicional interruptível correspondente à exportação Critérios para a importação pelo SIN, de forma a reduzir riscos de vertimentos

As interconexões existentes e em estudo apresentam Interconexões em estudo características que condicionam diferentes situações para a efetivação dos intercâmbios internacionais e para a integração de mercados de energia elétrica, tais como: Interconexão Brasil Peru compreende, em sua primeira fase, a importação de energia do Peru com a implantação da UHE Inambari, com capacidade de 1.355 MW, com comercialização de parte da energia assegurada por mecanismo contratual e possibilidade de compra de excedentes pelo Brasil.

Interconexões em estudo Interconexão Brasil Uruguai compreende a exportação em San Carlos da totalidade da produção de uma UTE de 500 MW situada no Brasil, com comercialização por meio de contrato e sem previsão de intercâmbios de otimização no curto prazo. Interconexão Brasil Argentina compreende o compartilhamento da produção da UHE Garabi, de 1200 MW, no rio Uruguai, em trecho binacional, por meio de contrato de energia assegurada e possibilidade de otimização da comercialização no curto prazo.

Desafios da Integração dos Sistemas Isolados e do Parque Eólico 67

Desafios na Integração dos Sistemas Isolados e do Parque Eólico Integração do SIN: 1. Interligação dos Sistemas Isolados Acre Rondônia ao SIN: 2009 2. Interligação Tucuruí Manaus Macapá: 2012 3. Aproveitamentos do rio Madeira: UHEs Santo Antônio (2012) e Jirau (2013) 4. Integração de Eólicas

Sistema AC RO: Hoje Porto Velho Samuel Rio Branco Abunã Ariquemes UTE UTE Rio Rio Acre Acre 36 36 MW MW Jaru Ji-Paraná UHE Samuel UTE Termonorte I 216 MW 64 MW Pimenta Bueno UTE Termonorte II 340 MW UTE Rio Madeira 90 MW Total 710 MW Vilhena Jauru

Rio Branco Lote A Leilão 001/2006 Abunã. Duplicação do tronco de 230 kv (associada à interligação).. LT 230 kv SAMUEL ARIQUEMES (CS 153 km).. 01 Reator de Linha 230 kv 20 Mvar em ARIQUEMES.. LT 230 kv ARIQUEMES - JI-PARANÁ (CS 164 km).. 01 Reator de Linha 230 kv 20 Mvar em JI-PARANÁ.. LT 230 kv JI-PARANÁ P.BUENO (CS 118 km).. 01 Reator de Linha 230 kv 20 Mvar em P.BUENO.. LT 230 kv P.BUENO VILHENA (CS 160 km).. 01 Reator de Linha 230 kv 20 Mvar em VILHENA PENDENTE DE LICENCIAMENTO AMBIENTAL POR PARTE DO ESTADO DE RONDÔNIA Porto Velho Sistema AC RO: Com a integração Samuel Ariquemes Jaru Lote A Leilão 001/2006. Interligação.. 01 LT 230 kv VILHENA JAURU (CD 354 km) Ji-Paraná.. 02 Reatores de Linha 230 kv 2x30 Mvar em VILHENA.. 02 Reatores de Linha 230 kv 2x30 Mvar em JAURU Pimenta Bueno PREVISÃO DE ENTRADA EM OPERAÇÃO EM FINAL DE MAIO 2009 A interligação do Acre Rondônia ao SIN a partir de 2009 irá propiciar uma redução de GT, com redução anual dos custos da ordem de R$ 1bilhão. Vilhena Jauru SIN

Sistema AC RO: Questões Regulatórias Principais Aspectos a Serem Definidos: Critério de Operação n ou n-1 Caracterização das fronteiras entre a Rede Básica e a Rede de Distribuição Segregação dos atuais contratos de suprimento Estabelecimento das receitas e tarifas de uso do sistema de transmissão Atendimento aos Procedimentos de Rede

LT Oriximiná-Itacoatiara CD 374 km - 500 kv Interligação Tucuruí Manaus Macapá LT Jurupari-Laranjal CD 95 km 230 kv 244 km 230 kv LT Laranjal- Macapá CD 244 km 230 kv ORIXIMINÁ JURUPARI LARANJAL LT Xingu-Jurupari CD 263 km 500 kv 95 km -230 kv Cariri ITACOATIARA XINGU Tucurui LT Itacoatiara-Cariri CD 212 km - 500 kv LT Jurupari-Oriximiná CD 374 km 500 kv LT Tucurui-Xingu CD 264 km 500 kv

Interligação Tucuruí Manaus Macapá Raciocínio análogo é aplicável quando da interligação Tucuruí Manaus Macapá a partir de 2012, permitindo a eliminação quase que por completo do subsídio da Conta de Consumo de Combustíveis CCC através de energia mais barata, proveniente do SIN, com economia anual esperada de dispêndio com geração térmica da ordem de R$ 1,8 bilhões.

Rio Branco 305 km 160 km 30km Back-to-back 2x400MW 41km Samuel Interligação das Usinas do Madeira 150km 165km 118km Ariquemes Jiparaná Pimenta Bueno 160km 354km Vilhena Cuiabá Leilão em 26/11: Alternativa CC vencedora +600 kv 500 kv 230 kv Santo Antônio 44 x 71,6MW = 3.150 MW Jirau Ribeirãozinho Rio Verde Itumbiara Trindade O ONS criou grupo de trabalho para a etapa de aprovação do projeto básico, e que envolve os seguintes temas: 44 x 75MW = 3.300 MW Atibaia N. Iguaçu Araraquara 500 kv 350 km 3 x 1250 345 kv 440 kv 138 kv 440 kv

Interligação das Usinas do Madeira O ONS criou estrutura, para desenvolvimento dos trabalhos junto com a EPE, para a etapa de aprovação do projeto básico. Coordenação Técnica Estudos Circuito Principal Estudos Filtros Coordenação Isolamento Estudos Sistema Controle Proteção Linhas

Desafios para a Integração de Eólicas A previsão de geração destas usinas face à imprevisibilidade do vento e o impacto decorrente deste fato na fase de programação; A garantia do atendimento aos requisitos mínimos de proteção e controle para assegurar a segurança operativa; Garantir que as mesmas não sejam desconectadas da rede durante perturbações no sistema que levem a variações de frequência e afundamento do perfil de tensão, o que agravaria as consequências das perturbações; O cálculo da reserva de potência operativa de forma a garantir o controle adequado da frequência; e O impacto causado, face a sua localização geoelétrica, em aumento do carregamento nos equipamentos do SIN.