1 AVALIAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO 2007 - 2011 II Seminário Internacional - UFRJ Rio de...

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AVALIAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE

ATENDIMENTO 2007 - 2011

II Seminário Internacional - UFRJ

Rio de Janeiro, 14 / 09 / 07

Hermes J. Chipp

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Estrutura da Apresentação

1. Conceituação

2. Contextualização das Incertezas - Providências

3. Atendimento 2007/2011 – PEN 2007

3.1 – Atendimento 2007 – 2008

3.2 – PEN – Cenários Avaliados

3.3 – Resultados do PEN

3.4 – Conclusões e Recomendações

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Avaliar as condições de atendimento energético em horizonte de 5 anos

Período requerido para que, sob a visão do ONS, possam ser tomadas decisões de antecipação e/ou implantação de Geração e Transmissão pelo MME/CMSE – EPE, para aumentar a margem de segurança da operação.

Objetivo

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Conceituação

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Os certificados de Garantia Física são determinados supondo-se que a energia a eles associada tem garantia de 95%. Aceita-se a ocorrência de déficits em 5% das séries simuladas.

Portanto, sempre poderão ocorrer situações hidrológicas desfavoráveis para as quais se torna necessária a implantação de Procedimentos Operativos para mitigar as condições adversas.

Garantia Física da Oferta

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A energia nova, em função do tipo de oferta que é agregada, pode influenciar a segurança do SIN. É desejável oferta com as seguintes características:

• Hidroelétrica com capacidade de regularização. Geração menos dependente da sazonalidade anual das afluências.

• Termoelétrica com custo variável unitário compatível para ser despachada em situações que não de hidrologia crítica.

Característica da Nova Oferta do SIN

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Operação Hidrotérmica

Presente Futuro ConseqüênciasAfluências

Úmidas

Secas

Úmidas

Secas

Usar Água

Guardar Água

OK

OK

Ações do ONS para

evitar déficit

Vertimento=

Desperdício

Geração TérmicaMinimizada

Geração TérmicaMaximizada

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Operação Hidrotérmica

Corte de carga (déficit)

Geração Térmica

Geração Hidráulica

Intercâmbio entre regiões

OBJETIVO:

Minimizar custo total,do presente ao futuro, através de decisões de:

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volume a 100%volume a 0%

$

Custo Total = Custo Futuro + Custo Imediato

Custo Imediato

Custo Futuro

Volume para mínimo custo total

Atende à carga com águaVolume: ZEROCusto imediato: ZERO

Atende à carga com óleoVolume: 100%Custo imediato: ALTO

Custo futuro: ALTO

Custo futuro: BAIXO

A Função de Custo Futuro e o Valor da Água

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Risco de déficit é o número de séries de afluências que ocasionam déficit em relação ao total de séries simuladas

Risco de Déficit

Hipóteses de afluências

Carga prevista

Déficit

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Risco de Déficit

Risco conjuntural ALTO

Risco conjuntural ALTO

Risco conjuntural BAIXO

Risco conjuntural BAIXO

Estoque ou afluências

BAIXAS


BAIXAS


ALTAS


ALTAS

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Risco de Déficit

O risco de déficit é calculado para cada ano do horizonte de estudo e para cada Subsistema

2007

2008

2009

2010

2011

Percentual de séries com déficit

Para cada ano

Percentual de séries em que odéficit médio anual

ficouacima de x% da carga

Profundidade

Risco de Déficit

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Contextualização das Incertezas- Providências

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Contextualização das Incertezas - Providências

Incertezas Providências

Mercado

Projeções de crescimento do PIB e impacto no mercado de energia elétrica

Acompanhamento da realização do mercado de energia elétrica e incorporação de seus efeitos nos Leilões de Energia Nova – LEN, em especial de A-3

Oferta

Hidrelétrica - Dificuldades para obtenção de licenciamento ambiental de grandes projetos hidrelétricosTérmica - Cumprimento do Termo de Compromisso Petrobras – ANEEL (expansão da produção de gás e da infra-estrutura de gasodutos)Implantação de GNL

- Acompanhamento e controle pelo CMSE/MME e ANEEL, de forma a assegurar o cumprimento do cronograma de expansão e a superação em tempo hábil de eventuais dificuldades

- Exploração do potencial economicamente competitivo de biomassa e de PCH no médio prazo

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Hidrologia

-Médio Prazo: Simulação com 2.000 séries de energias Indicação de tendências serve como referência para a tomada de decisões com a finalidade de aumentar a margem de segurança do atendimento

-Estabelecer Indicadores de Segurança

-Estabelecer metodologia para quantificar riscos de racionamento


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Hidrologia

-Curto Prazo: Cerca de 60% da energia natural afluente aos principais reservatórios das regiões SE/CO e NE se concentram no período dez – abr

Exemplos:

EARmax em 30/11 ENA (% MLT) – dez/abr

- Estabelecer Procedimentos Operativos que visam atingir nível meta de armazenamento em novembro com elevação de intercâmbios e antecipação de despacho de geração térmicaSE/CO NE

1999 19,7 15,9

2000 22,1 27,5

SE/CO NE

1999/00 102 94

2000/01 77 54


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A metodologia de Indicadores de Segurança está em fase de desenvolvimento e será submetida à apreciação do CMSE, para posterior regulamentação pela ANEEL.

As medidas mitigadoras serão recomendadas em função da antecedência temporal e dos níveis de armazenamento, quando comparados a Curvas de Segurança de Referência (CAR, Curva Crítica de Operação, etc).


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Curvas de Segurança de Referência e Indicadores de Segurança

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

Risco de cruzamento da CAR é inferior a x%

O risco de cruzamento da CCO é superior a y%

Risco de cruzamento da CAR é superior a x% e de cruzamento da CCO é inferior a y%

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Cálculo do Risco de Racionamento – Premissas

O ONS vem desenvolvendo metodologia para o cálculo do risco de racionamento, baseada na experiência de 2001 – 2002:

Racionamento equânime entre regiões (profundidade e abrangência)

Início após caracterização do período úmido (fev – março)

Continuidade até caracterização da próxima estação chuvosa

Restrição de armazenamento dada por uma Curva Crítica de Operação

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3500

Sistema Interligado Nacional - SIN

Subsistema Norte

Exporta 9 meses do ano

Capac. Armaz.: 51.691(19,0%)Capac. Térmica: 1.887Carga: 7.320

Capac. Armaz.: 190.026(69,7%)Capac. Térmica/Nuclear: 7.596Carga: 31.420

Capac. Armaz.: 18.425(6,8%)Capac. Térmica: 2.734Carga: 8.320

Capac. Armaz.: 12.414(4,6%)Carga: 3.500

Capac. de Armaz. Total do SIN 272.556 MWmes

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Atendimento 2007 – 2011

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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.

Sistemática de Avaliação

Propostas ao MME/CMSE - EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança

Foco em 2007 e 2008 Foco de 2009 a 2011

Médio PrazoCurto Prazo

1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano

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Atendimento 2007 – 2008Procedimentos Operativos - Curto Prazo

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Característica das Afluências – Importância do PeríodoÚmido para Garantir o Atendimento

RegiãoENA Anual(MWmed)

MêsENA

(MWmed)% ENA Anual

SE/CO 393.034

Dez – Abr

239.256 61

NE 99.669 67.307 68

Norte 72.816 50.977 70

Sul 92.080 Jun – Out 46.875 51

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Estabelecimento de Nível Meta de Armazenamento ao final do período seco do 1º ano (novembro), para garantir o atendimento no 2º ano, considerando o pior período úmido do histórico (dez/1º ano – abr/2º ano)

Para atingir o Nível Meta de Armazenamento poderá ser necessária a utilização antecipada de geração térmica e/ou elevação de intercâmbios entre subsistemas

Estratégia de Operação Visando a Segurança do Atendimento para os dois primeiros anos – Curto Prazo (foco em 2007 e 2008)

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No período mar/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.

Afluência no

Período Seco

Fev/1ºAno Nov/1ºAno Abr/2ºAno Nov/2ºAno

Afluência

Selecionada para

Critério

de Segura

nça

Desejado

NSPS10%

NSPU

Afluência CAR

Proposta do ONS de Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual – Curto Prazo

Nível Meta

(%EAR)

Afluência selecionada para

critério de segurança desejado

Dez/Abr

N1 Pior do histórico

N2 2º pior do histórico

N3 CAR

Nível verificado Final Fev

Verificado Final Jan

Jan/1ºAno

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Atendimento 2007 – 2008Aplicação dos Procedimentos de Segurança

Região

Níveis Verificados

em 31/08/2007

(% EARmax)

Valor Esperado

Afluênciaset – nov(% MLT)

Níveis previstos

para 30/11/07

(% EArmáx)

CAR 2007/2008

Níveis Meta

SE/CO 72,1 106 55,3 38,0 55,0

S 61,9 80 86,2 18,0 -

NE 65,8 85 44,5 28,0 42,0

N 61,2 66 40,3 - -

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Atendimento 2007 – 2011

Resultados do PEN 2007

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MWmed Crescimento

2007 50.977 5,4%

2008 53.586 5,0%

2009 55.962 4,9%

2010 58.623 4,8%

2011 61.180 4,4%

Trajetória Inferior – PDEE 2007-2016

2007 – 2011: PIB de 4% e taxa de crescimento média anual de 4,9% da carga

MWmed Crescimento

2007 51.245 6,0%

2008 54.171 5,6%

2009 56.900 5,5%

2010 59.963 5,4%

2011 62.942 5,0%

Trajetória Superior – PDEE 2007-2016

2007 – 2011: PIB de 4,8% e taxa de crescimento média anual de 5,5% da carga

Elaboradas pela EPE em conjunto com o ONS

Premissas de Carga

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Premissas de Oferta

Concretização do cronograma de obras definido pelo CMSE / MME para

julho de 2007, considerando o Termo de Compromisso – TC da Petrobrás

para disponibilidade de gás natural e a oferta dos Leilões de Energia Nova –

LEN:

1º Leilão 2005 – entrega 2008/ 2009/ 2010 – 1.969,3 MW

2º Leilão 2006 – entrega 2009 – 1.383,8 MW

3º Leilão 2006 – entrega 2011 – 1.569,6 MW

1º Leilão Fonte Alternativa 2007 – entrega 2010 – 638 MW

4º Leilão 2007 – entrega 2010 – 1.782 MW

Total dos Leilões : 7.343 MW

O Leilão de A-3 de 2008, com

produtos para entrega em 2011,

também contribuirá com

acréscimo de nova oferta no período 2007

2011

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Evolução da Potência Instalada – MW

TIPO 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Sistema Interligado Nacional sem Acre- Hidráulica 65.773 68.001 68.231 69.048 70.665 72.172

Rondônia Térmica 11.183 11.332 12.333 14.854 17.624 17.830

Nuclear 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007

PROINFA - PCHs 132 326 1.184 1.191 1.191 1.191

PROINFA - PCTs 419 559 611 611 611 611

PROINFA - Eólicas 208 544 1.125 1.353 1.353 1.353

Total sem Acre-Rondônia 79.722 82.769 85.491 89.064 93.451 95.164

Acre-Rondônia Hidro e Termo 0 0 924 924 924 924

Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) 6.650 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000

Itaipu 50 Hz(1) Compras Itaipu 6.150 6.455 6.080 6.043 6.005 5.965

Total 92.522 96.224 99.495 103.031 107.380 109.053

(1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai

Valores em 31 de dezembro de cada ano

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Acréscimo anual de Nova Oferta – MW

TIPO 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Sistema Interligado Nacional sem Acre-

Hidráulica 2.228 230 817 1.617 1.507 6.399

Rondônia Térmica 149 1.001 2.521 2.770 206 6.647

Nuclear 0 0 0 0 0 0

PROINFA - PCHs 194 858 7 0 0 1.059

PROINFA - PCTs 140 52 0 0 0 192

PROINFA - Eólicas 336 581 228 0 0 1.145

Total 3.047 2.722 3.573 4.387 1.713 15.442

Acre-Rondônia Hidro e Termo 0 924 0 0 0 924

Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) 350 0 0 0 0 350

Itaipu 50 Hz(1) Compras Itaipu 305 -375 -37 -38 -40 -185

Total 3.702 3.271 3.536 4.349 1.673 16.531

(1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai

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Cenários Avaliados

Cenário 1: Considera Trajetória Inferior de Mercado – PIB 4%

Para o equilíbrio oferta–demanda é necessário um acréscimo de oferta adicional de cerca de 1.400 MWmed em 2011 em relação ao Cenário 1 (Contratação em 2008 para entrega em 2011).

Cenário 2: Considera Trajetória Superior de Mercado – PIB 4,8%

Neste Cenário a oferta atende o princípio de contratação da totalidade do mercado.

Cenários de Referência:

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Cenários Avaliados

Cenários de Sensibilidade:

Cenário 3: Cenário 2 com atraso de 1 ano no TC

Neste Cenário considerou-se o atraso de 1 ano no TC, o que representa reduções de disponibilidade de 700 MWmed em 2008, 2.000 MWmed em 2009, 1.000 MWmed em 2010 e 500 MWmed em 2011.

Cenário 4: Cenário 2 com aumento da margem de segurança

Neste Cenário considerou-se em 2011 oferta adicional na região Nordeste em relação ao Cenário 2 para aumentar a margem de segurança operativa (500 MW).

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Riscos de Déficit – Cenário 1 (PIB 4,0%)

SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011

Sudeste/Centro-Oeste

Qualquer déficit % 0,0 2,2 3,9 4,0 5,3

Déficit >1% da carga 0,0 1,7 3,4 3,3 4,0

Sul


Déficit >1% da carga 0,0 0,7 1,5 1,5 2,2

Nordeste


Déficit >1% da carga 0,0 2,6 2,7 1,2 2,1

Norte


Déficit >1% da carga 0,0 2,6 3,6 2,7 2,7

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Contextualização dos Déficits de Energia – Profundidade

Déficits de profundidade menores do que 1% da carga em 2011:

NE : até 89 MWmédios 0,03% da capacidade de armazenamento

SE : até 378 MWmédios 0,14% da capacidade de armazenamento

são evitados com procedimentos operativos de segurança – elevação

de intercâmbios inter-regionais e geração térmica adicional.

Portanto, do ponto de vista da operação, não é adequada

a consideração de déficits de profundidade de até 1% da

carga.

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Nordeste em 2011

Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit

Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado – 89 MWmed

Distribuição dos Déficits – Cenário 1

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SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011Sudeste/Centro-OesteQualquer déficit % 0,0 2,7 4,5 4,8 7,3Déficit >1% da carga 0,0 2,1 4,0 4,2 5,9Sul Qualquer déficit % 0,0 1,0 3,4 3,1 4,6Déficit >1% da carga 0,0 0,8 2,2 2,5 2,9Nordeste


Déficit >1% da carga 0,0 4,4 3,3 1,6 2,6Norte Qualquer déficit % 0,0 6,0 5,9 3,6 4,8Déficit >1% da carga 0,0 4,3 4,8 3,5 4,2

Sem considerarSem considerar leilão em 2008: 1.400 MWmédios em 2011

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SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011



Déficit >1% da carga 0,0 2,1 4,3 4,7 4,8

Sul


Déficit >1% da carga 0,0 0,8 2,2 2,0 2,9

Nordeste


Déficit >1% da carga 0,0 3,6 3,2 1,7 2,4

Norte


Déficit >1% da carga 0,0 4,3 4,2 3,6 3,4


Com equilíbrio de ofertaCom equilíbrio de oferta 1.400 MWmédios em 2011

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Riscos de Déficit – Cenário C3 (Atraso de 1 ano do TC)

SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011



Déficit >1% da carga 0,0 2,5 5,3 6,0 6,5

Sul


Déficit >1% da carga 0,0 0,9 3,1 3,5 3,9

Nordeste


Déficit >1% da carga 0,0 6,9 6,7 2,8 3,3

Norte


Déficit >1% da carga 0,0 4,0 6,7 4,6 4,5

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Contextualização do Atendimento à região Nordeste 2011 Cenário 4

~

~

Carga = 9.000 MWmed

GT = 3.000 MWmed

GH = 4.500 MWmed1.500 MWmed

NE

Em situações críticas no Nordeste as térmicas estarão operando com capacidade máxima. O requisito de geração hidráulica para o atendimento à carga será de 4.500 MWmédios, o que equivale, em termos anuais, a 54.000 MWmédios – cerca de 54% da MLT.

A implantação de 500 MWmédios – equivale em termos anuais a 6.000 MWmédios – possibilita o atendimento mesmo na ocorrência do pior ano do histórico (2001 – 49% da MLT).

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Conclusões e Recomendações

1. Para a garantia do atendimento é de fundamental importância:

A concretização do cronograma de obras do CMSE, destacando-se as usinas hidrelétricas Foz do Chapecó (855 MW), Serra do Facão (216,6 MW), São Salvador (242,2 MW), Estreito (1.087 MW), Dardanelos (261 MW), Mauá (350 MW), Simplício (306 MW) e da UTE Do Atlântico (490 MW).

A concretização do cronograma de expansão da produção de gás, da infra-estrutura de gasodutos da Petrobrás e da implantação do GNL - Termo de Compromisso, em que a disponibilidade de Geração Térmica da Petrobrás passa de 2.196 MWmédios em 2007 para 6.402 MWmédios em 2011.

A duplicação da LT 500 kV Colinas-Ribeiro Gonçalves-São João do Piauí e LT 500 kV São João do Piauí-Milagres (2º semestre de 2009). Aumento da capacidade de recebimento de energia pela Região Nordeste em cerca de 1.000 MWmed.

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Conclusões e Recomendações

2. Para a aumentar a margem de segurança do atendimento ao mercado, o MME/CMSE-EPE deve analisar a viabilidade de implantar oferta adicional da ordem de 500 MW na Região Nordeste como Reserva de Geração.

3. Procedimentos Operativos de Curto Prazo são imprescindíveis para mitigar os riscos de desabastecimento no 1º biênio, mesmo em situação de hidrologias adversas.

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Comentários Finais

Dadas as características da biomassa no que se refere à:

previsibilidade da sua disponibilidade; projetos de pequeno porte; proximidade dos centros de carga; complementaridade em relação ao regime hidrológico da região

SE/CO;

Recomenda-se o aproveitamento do potencial economicamente competitivo, em especial até a entrada dos aproveitamentos do rio Madeira, aumentando assim a margem de segurança no atendimento (oportunidades para os LENs A-3 para 2011 e A-5 para 2012).

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