ENCONTRO DE DEBATES DE ASSUNTOS DE OPERAÇÃO EDAO 2008 Segurança Energética do Sistema Interligado Nacional São Paulo SP 11 de novembro de 2008 Hermes Chipp
1. Procedimentos para aumentar a segurança energética do SIN Sumário 2. Avaliação das condições de atendimento 2.1 Curto Prazo - Estratégia para atingir Nível Meta 2.2 Médio Prazo - PEN visão maio 2008 e visão atual 3. Metodologia em Desenvolvimento Indicadores de Segurança e Risco de Racionamento 2
3 1. Procedimentos para aumentar a segurança energética do SIN
4 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 com CVU elevado, despachadas somente a partir da caracterização de condições hidrológicas adversas Maior dependência dos períodos chuvosos e necessidade de uso mais intenso de geração térmica
100.000 90.000 80.000 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 Histórico do SIN - Regularização Evolução do Volume Útil Acumulado e da Potência Instalada no SIN (Geração Hidráulica) Potência Instalada ( MW ) T. Marias - 15, 3 Furnas 17,2 Capivara - 5,7 Sobradinho - 28,7 São Simão - 5,5 -, A.Vermelha - 5,2 Itumbiara - 12,5 I.Solteira e Três Irmãos - 16,3 Marimbondo 5,3 Emborcação 13,1 Tucuruí 39,0 Nova Ponte 10,4 Serra da Mesa 23,7 55% V.U. Volume Útil 300 270 240 210 180 150 120 90 20.000 Potência Instalada (MW) 60 5 10.000 Volume Útil (10³ hm³ ) 0 0 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Os 13 maiores reservatórios identificados na figura( VU maior que 5 x 10³ hm³) correspondem, a 78% do Volume Útil acumulado no SIN 30
6 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 EARmáx / CARGA Perda de Regularização dos Reservatórios 1100 CMO verificado 1000 900 800 700 600 500 (R$/MWh) 3,0 2,0 1,0 CMO médio mensal Newave 400 300 200 100 0,0 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Condições Verificadas Ano 2007 Período Úmido / Período Seco Região SE/CO 7 Período Úmido Período Seco EAR 01/01 : 54% EAR 30/04 : 87% EAR 30/11 : 48% Média Anual EAR 31/12 : 46%
8 Condições Verificadas - Ano 2007- Período Úmido / Período Seco Região NE Período Úmido Período Seco EAR 01/01 : 63% EAR 30/04 : 95% EAR 30/11 : 29% Média Anual EAR 31/12 : 27%
9 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
Contextualização Os modelos computacionais de otimização têm sua representação estocástica das afluências através de um conjunto de cenários cuja influência é refletida no valor esperado (média) dos custos operativos. A minimização dos custos constitui a formulação do problema de otimização da operação. A ocorrência de hidrologias desfavoráveis pode implicar na adoção de medidas tais como antecipação do despacho de térmicas, relaxamento dos critérios de segurança elétrica, de restrições ambientais e de uso múltiplo da água e até mesmo de gerenciamento da demanda. A antecipação de decisões operativas através da aplicação de Procedimentos Operativos evitam a adoção de medidas mais rigorosas no futuro. 10
Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual Nível Meta Buscando assegurar o atendimento para os dois primeiros anos, serão aplicados 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. A definição desse nível meta, que busca garantir o atendimento no segundo ano mesmo na ocorrência de afluências críticas no período dezembro/1º ano abril/2º ano, será função do critério de segurança desejado. 11
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 Afluência selecionada para critério de segurança desejado Dez/Abr Pior do histórico N2 N3 2º pior do histórico CAR NSPU Jan/1ºAno Verificado Final Jan Afluência no Período Seco Afluência Selecionada para Critério de Segurança Desejado Afluência CAR NSPS 10% Fev/1ºAno Nov/1ºAno Abr/2ºAno Nov/2ºAno 12
Decisões da 59ª Reunião do CMSE Foi aprovado pelo CMSE que para a aplicação dos Procedimentos Operativos ao longo de 2008 serão adotados os seguintes parâmetros: Nível Meta: SE/CO 53% EARmáx e NE 35% EARmáx Série de Referência : Adotar risco de 5% descarte de 4 séries em 76 séries do histórico adotar a 5ª pior série no período do estudo 13
14 Próximas Etapas Audiência Pública conduzida pela ANEEL, considerando os seguintes documentos: NT 059 Procedimentos Operativos de Curto Prazo para Aumento da Segurança Energética do SIN NT 085 Geração de Cenários de Afluências a partir de Ruídos das Séries Históricas Roteiro detalhando as etapas dos Procedimentos Operativos O ressarcimento dos encargos decorrentes da utilização antecipada de geração térmica em relação ao sinal econômico do modelo deverá ser abordado. Avaliar aspectos regulatórios tratadas na Resolução CNPE nº 08 de 20/12/2007
15 Aspectos Regulatórios Resolução CNPE nº 08 de 20/12/2007 Artigo 2º Extraordinariamente, com vistas à garantia do suprimento energético, o ONS poderá despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico ou mudar o sentido do intercâmbio entre submercados, por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE. Artigo 3º O CVU de usina termelétrica despachada conforme o disposto no artigo 2º ou devido a ultrapassagem da CAR não será utilizado para a determinação do Preço de Liquidação de Diferenças PLD. 3º O custo adicional do despacho de usina acionada por decisão do CMSE......será rateado proporcionalmente ao consumo médio de energia nos últimos 12 meses por todos os Agentes com medição de consumo do SIN e será cobrado mediante encargo por razão de segurança energética... 4º O custo adicional do despacho de usina acionada por ultrapassagem da CAR será rateada de acordo com as normas vigentes (carga e geração)......mediante processo......disciplinado pela ANEEL.
16 2. Avaliação das condições de atendimento
17 2.1 Curto Prazo
18 Condições climáticas - Precipitação Outubro e Novembro O mês de outubro foi caracterizado por precipitação acima da média em todas as bacias do subsistema Sul, devido a passagem de frentes frias e a atuação de áreas de instabilidade. Nos demais subsistemas a precipitação ficou abaixo da média, exceto na bacia do rio Paranapanema ficou próximo a média. Outubro (mm) Novembro(mm) Bacia Total Observado Média Observado (01 a 07) Previsto (08 a 17) Média São Francisco Três Marias Sobradinho 22 5 120 79 23 4 45 60 212 146 Tocantins 35 143 11 70 210 Grande 73 136 46 75 191 Paranaíba 42 149 13 50 206 Paranapanema 131 139 84 15 126 Tietê 104 141 26 32 153 Iguaçu 235 187 59 17 148
19 Precipitação - Previsão curto prazo 07/11/2008 08/11/2008 09/11/2008 10/11/2008 11/11/2008 12/11/2008 13/11/2008 14/11/2008 15/11/2008 16/11/2008
20 Avaliação das Condições Climáticas Período Úmido Para o trimestre novembro-dezembro-janeiro a perspectiva é de que precipitação fique próximo a média nas regiões Sudeste e Centro- Oeste e nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins. Nas bacias da região Sul a previsão é de precipitação abaixo da média. Na previsão meteorológica de curto prazo (entre 10 e 15 dias) a configuração atmosférica indica o início de um período mais favorável para precipitação no trecho incremental a Sobradinho e nas bacias dos rios Grande e Tocantins.
21 Avaliação das condições de atendimento Novembro e Dezembro
22 Premissas - Revisão 1 ENA (%MLT ) SE/CO SUL NORDESTE NORTE Novembro MWmed % MLT 23.520 90 16.287 207 2.067 36 1.185 49 Dezembro MWmed % MLT 40.015 102 7.062 112 8.379 73 3.516 74 Carga - (MW med) Regiões Novembro Dezembro SE / CO 32.939 32.320 SUL 8.755 8.757 NORDESTE 8.057 7.850 NORTE 3.720 3.696 Níveis Iniciais (%EARmáx) Rev.1 PMO Nov/08 SE/CO SUL NORDESTE NORTE %EARmáx (08/11/2008) 51,0 96,4 40,8 30,6
23 Resultados Intercâmbio de Energia entre Regiões Novembro e Dezembro/08 Recebimento pela Região Nordeste 600 MWmed Fornecimento Próprio pela Região Sul 2.700 MWmed (Nov) 2.000 MWmed (Dez) Região Norte Atendimento à Curva de Deplecionamento da UHE Tucuruí. Geração Térmica Novembro e Dezembro/08 GT 1A Total = 7.000 MW (Nuclear = 2.007 MW; Gás = 3.598 MW e Carvão = 1.395 MW) GT 1A Disponível (Nov) = 5.229 MW (Nuclear = 1.870 MW; Gás = 2.942 MW e Carvão = 417 MW) GT 1A Disponível (Dez) = 5.625 MW (Nuclear = 1.870 MW; Gás = 2.944 MW e Carvão = 811 MW) Evolução dos Níveis de Armazenamento das Regiões (%EARmáx) Região Novembro Dezembro SE/CO 50,0 57,0 SUL 97,0 81,0 NORDESTE 33,0 32,0 NORTE 24,0 21,0 Nível Meta Novembro (%EARmáx) 53,0-35,0 - É necessário manter em operação GT1A ao longo de novembro Evolução do Nível de Armazenamento da UHE Sobradinho (%VU) Novembro 15,7% Dezembro 20,2%
Comparação Condições Verificadas - 2007/2008 - Região SE/CO Período Úmido 2007 Período Seco 2007 Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA 65.731 131%MLT Geração Térmica 1.698 Carga 31.240 Receb. Líquido -1.965 Balanço Período Mai/Nov MWmed ENA 20.245 92%MLT Geração Térmica 2.706 Carga 30.561 Receb. Líquido -253 EAR 01/01 : 54.0% EAR 30/04 : 87.0% EAR 30/11 : 48 % Período Úmido 2008 Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA 51.466 103%MLT Geração Térmica 4.360 Carga 31.705 Receb. Líquido -2.800 EAR 01/01 : 46.0% EAR 30/04 : 82.0% Período Seco 2008 Balanço Período Mai/Nov MWmed ENA 23.406 107%MLT Geração Térmica 4.313 Carga 31.850 Receb. Líquido -1.902 EAR 30/ 11 : 50% 24
Comparação Condições Verificadas - 2007/2008 - Região Nordeste Período Úmido 2007 Período Seco 2007 Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA 16.614 117%MLT Geração Térmica 38 Carga 7.210 Receb. Líquido 142 EAR 01/01 : 63.0% EAR 30/04 : 95% Período Úmido 2008 Balanço Período Jan/Abr MWmed ENA 11.010 78%MLT Geração Térmica 859 Carga 7.468 Receb. Líquido 2.812 EAR 01/01 : 27.0% EAR 30/04 : 82.0% Balanço Período Mai/Nov MWmed ENA 3.125 68%MLT Geração Térmica 110 Carga 7.205 Receb. Líquido 336 EAR 30/11 : 29 % Período Seco 2008 Balanço Período Mai/Nov MWmed ENA 3.028 65%MLT Geração Térmica 261 Carga 7.527 Receb. Líquido 1.835 EAR 30/11 : 33.0 % 25
26 GT fora da ordem de mérito - impacto no EARmáx A utilização no período janeiro novembro / 2008 de geração térmica adicional ao valor despachado por ordem de mérito econômico proporcionou os seguintes acréscimos de armazenamento: SE/CO : cerca de 12% EARmáx NE : cerca de 7,5% EARmáx
27 Impactos da indisponibilidade do TR6 765/345kV da SE Tijuco Preto e do atraso do GNL na região Nordeste
28 Impacto no EARmáx da região SE/CO Indisponibilidade do Transformador TR-6 765/345kV da SE Tijuco Preto Período de indisponibilidade: 21/08 a 18/10/2008. Durante o período de indisponibilidade do transformador da SE Tijuco Preto redução de cerca de 2.000 MWmed no suprimento energético da região Sul / Itaipu 60 Hz para a região SE/CO redução de armazenamento de cerca de 2% EARmáx
29 Impacto no EARmáx da região NE Atraso do GNL UTE Celso Furtado (Termobahia) Romulo Almeida (Fafen) TC Petrobrás / ANEEL 2º Semestre 2008 Geração Verificada (Mwmed) jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 96 126 127 118 123 96 125 57 45 35 68 80 Carlos Jereissati 108,8 0 0 0 0 0 Termopernambuco 177,9 0 0 0 0 0 Termofortaleza 163,4 0 0 0 0 0 Vale do Açu 142,5 0 19 8 0 0 TOTAL 814 183 192 162 191 176 % VERIFICADO / TC 23% 24% 20% 23% 22% Redução EARmáx(TC - Verificado) 1,2% 1,2% 1,3% 1,2% 1,2% ACUMULADO NO 2º SEMESTRE % EARmáx NE 6,1%
Perspectivas de Atendimento Período úmido 2008/09 ENA necessária em dezembro abril para atingir o armazenamento em 30/04/09 Garantia do Atendimento em 2009 Região SE/CO Premissas Região Nordeste Premissas EAR em 30/11/08 50% EAR em 30/11/08 33% EAR em 30/04/09 51% EAR em 30/04/09 45% Geração Térmica (inflexibilidade) 2000 MWmed Geração Térmica (inflexibilidade) 0 Receb. Líquido 500 MWmed Receb. Líquido 1500 MWmed ENA necessária = 66% MLT (dez abr) (6/77) Com a manutenção de GT1A (4636MWmed) ENA 60% MLT (3/77) ENA necessária = 62% MLT (dez abr) (4/77) Com a manutenção de GT1A (176MWmed) ENA 61% MLT (3/77) 30
Perspectivas de Atendimento Período úmido 2008/09 ENA necessária em dezembro abril para atingir o armazenamento da CAR preliminar em 30/04/09 Região SE/CO Premissas Região Nordeste Premissas EAR em 30/11/08 50% EAR em 30/11/08 33% EAR em 30/04/09 69% EAR em 30/04/09 51% Geração Térmica (inflexibilidade) 2000 MWmed Geração Térmica (inflexibilidade) 0 Receb. Líquido 500 MWmed Receb. Líquido 1500 MWmed ENA necessária = 80% MLT (dez abr) (11/77) Com a manutenção de GT1A (4636MWmed) ENA 74% MLT (8/77) ENA necessária = 67% MLT (dez abr) (9/77) Com a manutenção de GT1A (176MWmed) ENA 66% MLT (8/77) 31
32 2.2 Médio Prazo PEN Maio/2008
33 Visão do PEN em maio de 2008 (Nível de partida ao final do período úmido - 30/04/2008)
34 Premissas de Crescimento da Carga Premissa de crescimento da economia com PIB de 5% de 2009 a 2012 com reflexos no crescimento da carga com taxa média anual de 5,1%. ANO Previsão de Carga (MWmed) 2009 55.930 2010 58.730 2011 61.420 2012 63.966 Obs: Inclui a carga do sistema Acre Rondônia.
35 Evolução da Oferta Participação por Fonte 2007 2012 Hidroelétricas (MW) (%) Termoelétricas (MW) (%) PCHs (MW) (%) PCTs (MW) (%) 79.750 82,9% 13.093 13,6% 1.720 1,8% 1.680 1,7% 84.051 75,4% 20.272 18,2% 3.474 3,1% 3.623 3,3% Total em MW 96.243 111.420
36 Evolução do Termo de Compromisso Petrobras - GN Eventos Marco UTEs TC (MWmed) 1º Sem. 2008 2.333 GNL no NE (Pecém) set/08 Gasoduto Campinas Rio Fase II 2º Sem. 2008 3.701 Termoaçu Gasoduto Cabiúnas - Vitória fev/08 Gasoduto Japeri REDUC Gasoduto Catu Itaporanga e Compressão em Pilar 1º Sem. 2009 4.469 Aumento Produção Manati GNL no SE (Rio de Janeiro) 2º Sem. 2009 5.765 GASENE (Cacimbas Catu) GASBEL II 1º Sem. 2010 5.977 Ampliação da Compressão do Gasbol trecho Sul 6.659 Usina Térmica de Cubatão 2º Sem. 2010 Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté (Gás de Mexilhão) Termo de Compromisso: 2.333 MWmed jun/08 6.659 MWmed dez/2010 GT = 4.326 MWmed
37 Resultados Riscos de Déficit Níveis de Partida 30/04/08 - % EARmáx SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96% SUBSISTEMA 2009 2010 2011 2012 SUDESTE/CENTRO-OESTE Qualquer Déficit 1,3 3,3 5,0 5,4 >1% da Carga 1,0 2,9 4,0 4,5 SUL Qualquer Déficit 1,1 5,7 3,9 6,4 >1% da Carga 0,8 2,3 2,8 3,4 NORDESTE Qualquer Déficit 1,4 3,1 6,3 2,9 >1% da Carga 1,0 1,9 2,3 1,6 NORTE Qualquer Déficit 1,4 2,5 2,7 2,7 >1% da Carga 0,8 2,2 2,1 1,9
38 Distribuição dos Déficits no NE em 2011 140 130 125 120 110 NÚMERO DE SÉRIES 100 90 80 70 60 50 40 30 20 46 29 21 17 10 9 7 5 3 2 2 1 0 0 qq >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% PROFUNDIDADE DO DÉFICIT M ÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% MWmed 89 177 266 354 443 531 620 708 797 885 974
39 Visão do PEN em outubro de 2008 (em função de fatos relevantes)
40 Fatos Relevantes Após a emissão do PEN, no período de maio a setembro, ocorreram os seguintes fatos relevantes: Revisão da Previsão da Carga por EPE/ONS em setembro/08 Leilão de Energia de Reserva 1º LER, em 14/08/2008 6º Leilão de Energia Nova LEN A-3, em 17/09/2008 Antecipação de 9 unidades do aproveitamento da UHE Santo Antônio para maio 2012 O efeito da ampliação da Oferta (inclusive antecipação do Madeira) é o acréscimo de 2.185 MWmed de Garantia Física em 2012, em relação ao PEN de maio de 2008
41 Revisão das Previsões de Carga (MWmed) Premissa de crescimento da economia com PIB de 4,5% em 2009 e de 5% de 2010 a 2012, com reflexos no crescimento da carga com taxa média anual de 4,7% no período de 2009 a 2012 PEN - Maio/08 PEN Outubro/08 ANO Carga (MWmed) Cresci mento (%) 2009 55.930 5,9 2010 58.730 5,0 2011 61.420 4,6 2012 63.966 4,1 ANO Carga (MWmed) Crescim ento (%) Variação Prev.Ant. (MWmed) 2009 54.995 5,4-935 2010 57.838 5,2-892 2011 60.505 4,6-915 2012 63.129 4,3-837 Obs. Inclui a carga do sistema AC-RO
42 1º Leilão de Energia de Reserva (1º LER/2008) de 14/08/08 Entregas em 2009 e 2010 Nordeste 1 UTE = 30 MW Sudeste/Centro-Oeste 27 UTEs = 2.070 MW Total SE/CO = 2070 MW Total de 28 Empreendimentos (28 UTEs) Acréscimo entre abr/2009 e dez/2012: 2.100 MW, mas apenas 822 MWmed de Garantia Física (foram contratados somente 507 MWmed)
43 Montantes anuais - MWmed (Fonte: EPE) LER 2008 - Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed] 900 800 700 Energia vendida Disponibilidade de energia Total das Garantias Físicas 747 822 600 500 599 507 750 SE/CO 26 NE 400 300 312 552 SE/CO 8 NE 394 678 SE/CO 26 NE 200 100 0 23 46 SE/CO 2009 2010 2011 2012
44 Resultados do 6º LEN (A-3) realizado em 17/09/2008 Entregas a partir de 2011 UTE José de Alencar - 300 MW UTE Santa Rita Cássia - 174.6 MW UTE Pernambuco IV - 200.8 MW UTE Camaçari 1-176 MW UTE Catu - 176 MW UTE Dias Davila 1-176 MW UTE Dias Davila 2-176 MW UTE Sr Bonfim - 176 MW UTE Feira de Santana - 176 MW UTE Linhares - 204 MW Total de 10 Empreendimentos (10 UTEs) Acréscimo entre jan/2011 a dez/2012: 1.935 MW Garantia Física : 1.116 MWmed (99 MWmed no SE/CO e 1.017 MWmed no NE).
45 Antecipação do rio Madeira UHE Santo Antônio Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012, segundo cronograma proposto pelo empreendedor à ANEEL Antecipação p/maio 1100 MWmed 1000 900 800 700 600 500 Antecipação da entrada em operação para mai/2012 aumenta a confiabilidade do atendimento Garantia Física Anual 6 máquinas 7 máquinas 641 MWmed 9 máquinas 8 máquinas 400 300 Média anual: 247 249 MWmed 4 máquinas 200 2 máquinas 100 0 143 MWmed Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
46 Evolução da Oferta (MW) Participação por Fonte Outubro/08 2007 2012 Maio/08 2012 Out/08 Hidroelétricas (MW) 79.750 84.051 84.714 (%) 82,9% 75,4% 72,8% Termoelétricas (MW) 13.093 20.272 22.228 (%) 13,6% 18,2% 19,1% PCHs (MW) 1.720 3.474 3.474 (%) 1,8% 3,1% 3,0% PCTs (MW) 1.680 3.623 5.918 (%) 1,7% 3,3% 5,1% Total em MW 96.243 111.420 116.334 Em termos de garantia física o acréscimo em relação ao PEN maio/08, a partir de 2012, é de 2.185 MWmed (devido aos fatos relevantes)
47 Balanço Estático de Energia (MWmed) - Outubro/2008 Obs. Já considera a revisão da carga 2009 2010 2011 2012 CARGA 54.737 57.430 60.068 62.666 OFERTA (1) 55.025 58.743 62.036 62.986 SE/CO 33.949 35.632 36.476 36.708 Sul 7.999 8.737 9.312 9.055 NE 8.876 9.866 11.273 11.854 Norte 4.201 4.508 4.975 5.368 BALANÇO 288 1.313 1.968 320 SE/CO 102 79 (659) (1.987) Sul (1.041) (706) (560) (1.246) NE 963 1577 2.578 2.752 Norte 263 362 609 801 BALANÇO C/ LER 334 1.912 2.715 1.142 SE/CO 148 670 62 (1.191) Sul (1.041) (706) (560) (1.246) NE 963 1585 2.604 2.778 Norte 263 362 609 801 (1) Oferta = Soma das Garantias Físicas das usinas simuladas
48 Resultados atualizados do PEN Riscos de Déficit Níveis de Partida 30/04/08 - % EARmáx SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96% SUBSISTEMA 2009 2010 2011 2012 Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit 0,9 3,0 3,4 3,5 >1% da Carga 0,7 2,7 2,4 2,6 Sul Qualquer déficit 0,9 3,4 2,4 3,8 >1% da Carga 0,6 1,8 1,9 2,5 Nordeste Qualquer déficit 0,9 2,5 1,5 1,2 >1% da Carga 0,5 1,6 0,4 0,2 Norte Qualquer déficit 0,8 2,1 1,6 1,5 >1% da Carga 0,7 1,7 1,0 1,1
49 Resultados atualizados do PEN Riscos de Déficit Níveis de Partida 30/09/08 - % EARmáx SE/CO: 58% S: 58% NE: 53% N: 47% SUBSISTEMA 2009 2010 2011 2012 Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit 2,1 4,7 3,7 4,3 >1% da Carga 1,5 3,2 2,9 3,3 Sul Qualquer déficit 1,9 2,7 2,2 4,2 >1% da Carga 1,3 2,0 1,9 2,4 Nordeste Qualquer déficit 2,1 3,4 1,9 1,2 >1% da Carga 1,3 1,6 0,2 0,2 Norte Qualquer déficit 1,3 3,4 1,9 2,0 >1% da Carga 1,1 2,1 1,6 1,2
50 3. Metodologias em Desenvolvimento Indicadores de Segurança e Risco de Racionamento
51 Indicadores de Segurança Desafios Estabelecer Indicadores de Segurança associados a distintos graus de severidade com o objetivo de definir providências e ações a serem implementadas, com prévia aprovação do CMSE/MME, visando a segurança do atendimento energético, tornando mais robustas as recomendações do PEN.
52 Curva Crítica de Operação (CCO) Principais Características: Periodicidade anual Afluências Críticas do histórico Flexibilização dos critérios de segurança elétrica para as interligações Flexibilização de restrições de uso múltiplo da água e restrições ambientais Restrição de armazenamento mínimo ao final do período seco para controle da operação Curvas de Segurança de Referência 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%
53 Ações para Mitigação de Condições Desfavoráveis Médio Prazo Antecipação de entrada em operação de obras de geração e transmissão, Dimensionamento de Reserva de Capacidade, Curto Prazo Despacho antecipado na base de geração térmica e importação de energia
54 Cálculo do Risco de Racionamento O ONS vem desenvolvendo metodologia para o cálculo do risco de racionamento, baseada nas seguintes premissas: Utilização da experiência do racionamento 2001 2002 Racionamento equânime entre regiões (profundidade e abrangência) Início após caracterização do período úmido (fev março) Continuidade até caracterização da próxima estação chuvosa Uniformidade do racionamento (% da carga) Restrição de armazenamento dada por uma Curva Crítica de Operação (condição de barreira para evitar operação a fio d água)
55 FIM