Avaliação das Condições de Atendimento e Desafios da ...
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Avaliação das Condições de Atendimento e Desafios da Operação do SIN ABRAGE Florianópolis, 07 de Outubro de 2008 Hermes J. Chipp
Transcript of Avaliação das Condições de Atendimento e Desafios da ...
e Desafios da Operação do SIN
ABRAGE
2
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. Integração Energética entre Países
4. Desafios para a Operação do SIN
Sumário
3
4
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
Características da Nova Oferta
Maior dependência dos períodos chuvosos e necessidade de uso mais intenso de
geração térmica
Histórico do SIN - Regularização
Evolução do Volume Útil Acumulado e da Potência Instalada no SIN (Geração Hidráulica)
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
P o
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c ia
I n
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la d
T. Marias - 15, 3
Furnas – 17,2
Os 13 maiores reservatórios identificados na figura( VU maior que 5 x 10³ hm³) correspondem a 78% do Volume Útil acumulado no SIN,
Nova Ponte
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 0
100
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400
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1000
1100
(R $
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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 – Indicadores de Segurança
Foco no 1º biênio Foco no último triênio
Médio PrazoCurto Prazo
1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano
8
Para aumentar a garantia do atendimento energético do ano seguinte,
reduzindo a dependência da hidrologia do período úmido, o CMSE
aprovou a implementação de Estratégia de Operação que consiste na
complementação de geração térmica para preservação ao final ano de
“Estoque de Segurança” (Nível Meta de Armazenamento).
Para 2008 o CMSE definiu os seguintes parâmetros:
Nível Meta: SE/CO 53% EARmáx e NE 35% EARmáx
Série de Referência : Séries geradas a partir dos ruídos do histórico Risco de 5% descarte de 4 séries em 76 adotar a 5ª pior série no período do estudo
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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
O ressarcimento dos encargos decorrentes da utilização antecipada de
geração térmica em relação ao sinal econômico do modelo deverá ser
abordado.
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Níveis de Segurança Mensal para Outubro/08
ENA Prevista Outubro/08 ( % MLT )
Armazenamento Previsto para 31/10
ENA PMO Outubro/08
Níveis de Segurança Mensal
SE/CO 56 NE 44
ConclusãoConclusão: Nos casos assinalados ( ) a EAR do PMO (SE/CO) é menor do que a EAR do nível de segurança. É necessária a aplicação dos Procedimentos Operativos.
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Recurso Térmico Disponível
GT1A composto por GT nuclear, gcomposto por GT nuclear, gáás e carvãos e carvão.. GT1B composto por GT a composto por GT a óóleo. Imediatamente disponleo. Imediatamente disponíível quando comandado pelo ONS.vel quando comandado pelo ONS. GT2 UTEs a gás que podem operar com óleo Necessitam de logística de suprimento de combustível para a
sua operação
PerPerííodo Outubro odo Outubro –– Novembro Novembro –– valor mvalor méédio mensaldio mensal
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GT utilizada no Mês de Outubro/08
Ordem Mérito
Recurso Térmico
Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões
39,4
52,2
Original (%EARmáx)
Mensal (%EARmáx)
SE/CO 56,0
NE 44,0
A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade do despacho pleno de GT1A no mês de outubro.
Mesmo assim, o armazenamento no SE/CO é 1,9 %EAR máx inferior ao Nível de Segurança indicado para o mês.
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Avaliação da Necessidade de Despacho de GT1B
UtilizandoUtilizando--se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de novembro, os nnovembro, os nííveis de armazenamento situaramveis de armazenamento situaram--se acima dos Nse acima dos Nííveis veis Meta Meta Não hNão háá necessidade de despacho de GTnecessidade de despacho de GT1B1B no mês de outubro.no mês de outubro.
44,0
54,1
Procedimentos Operativos (%EARmáx)
16
Níveis de Segurança em 31/10 Rev.1
Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões
42,0
51,9
Rev.1 (%EARmáx)
Mensal (%EARmáx)
SE/CO 56,0
NE 44,0
A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade de manter o despacho pleno de GT1A no mês de outubro.
ENA ( %MLT )
PMO Outubro Rev.1
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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%.
Premissas de Crescimento da Carga
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.
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2007 2012
Hidroelétricas (MW) (%)
79.750 82,9%
84.051 75,4%
Termoelétricas (MW) (%)
13.093 13,6%
20.272 18,2%
PCHs (MW) (%)
1.720 1,8%
3.474 3,1%
PCTs (MW)
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Tipo 2008 2009 2010 2011 2012 Total
Hidráulica 85 614 2.105 1.490 6 4.300
Térmica 1.029 2.179 2.336 160 1.476 7.180
Nuclear 0 0 0 0 0 0
Proinfa 955 425 0 0 0 1.380
Outras – PCHs+PCTs 1.056 916 274 70 0 2.316
Oferta Nova 3.125 4.134 4.715 1.720 1.482 15.176
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Eventos Marco UTEs TC
1º Sem. 2008 2.333
GNL no NE (Pecém) – set/08 Gasoduto Campinas – Rio Fase II Termoaçu Gasoduto Cabiúnas - Vitória – fev/08
2º Sem. 2008 3.701
Gasoduto Japeri – REDUC Gasoduto Catu – Itaporanga e Compressão em Pilar Aumento Produção Manati
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
GT = 4.326 MWmed
22
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
Resultados – Riscos de Déficit
SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%
23
46
125
0
10
20
30
40
50
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70
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90
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140
qq
>= 1%
>= 2%
>= 3%
>= 4%
>= 5%
>= 6%
>= 7%
>= 8%
>= 9%
>= 10
N Ú
M E
R O
D E
S É
R IE
S
% 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
Distribuição dos Déficits no NE em 2011
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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
Leilão de Energia de Reserva – LER em 14/08/2008
Leilão de Energia Nova – A-3 em 17/09/2008
Antecipação do aproveitamento da UHE Santo Antônio para
maio 2012
Obs. Inclui a carga do sistema AC-RO
PEN - Maio/08 PEN – Outubro/08
1º Leilão de Energia de Reserva (1º LER/2008) de 14/08/08
Sudeste/Centro-Oeste 27 UTEs = 2070 MW Total SE/CO = 2070 MW
Total de 28 Empreendimentos (28 UTEs) Acréscimo a partir de abr/2009 a dez/2012: 2.100 MW
Nordeste 1 UTE = 30 MW Total NE = 30 MW
Entregas em 2009 e 2010Entregas em 2009 e 2010
27
LER 2008 - Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed]
23
Total das Garantias Físicas
Para a integração dos empreendimentos vencedores do LER foi
realizada reunião em 01/10 com a participação dos
empreendedores, do ONS, ANEEL, MME e EPE, bem como das
distribuidoras e transmissoras envolvidas, com o objetivo de
analisar a integração de usinas vendedoras no LER (ACR) e ACL.
Para os estados de MS e GO foi realizado estudo de planejamento
específico a fim de dimensionar o sistema de transmissão capaz
de permitir a integração das usinas, estando prevista a realização
dos leilões das ICGs para Novembro de 2008
A energia de 750 MWmed a partir de 2012 na região SE/CO
corresponde a um ganho de armazenamento de cerca de 3%
EARmax.
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Resultados do LEN (A-3) realizado em 17/09/2008
Total de 10 Empreendimentos (10 UTEs) Acréscimo a partir de jan/2011 a dez/2012: 1935 MW Energia associada : 1076 MW med ( 96 no SE/CO e 980 no NE).
Entregas a partir de 2011Entregas a partir de 2011
UTE José de Alencar - 300 MW
UTE Linhares - 204 MW
UTE Camacari 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 Pernambuco IV - 200.8 MW
UTE Santa Rita Cassia - 174.6 MW
30
Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012, segundo cronograma proposto pelo empreendedor à ANEEL Antecipação p/maio
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
M W
m ed
‘
mai/2012 aumenta a confiabilidade do
atendimento
31
2007 2012
Total em MW 96.243 111.419 116.463
Em termos de energia o acréscimo em relação ao PEN maio/08, a partir de 2012, é de 2101 MWmed.
32
• Valores verificados de carga de janeiro/2008 a agosto/2008
• Disponibilidade térmica com as seguintes alterações:
zero217 MWmed (Port. 153/2005)Uruguaiana
34
Balanço Estático de Energia - Premissas Básicas – 2009/2012
O balanço estático de energia toma por base os valores de energia assegurada / garantia física dos empreendimentos, em conformidade com os documentos formais do Poder Concedente.
Premissas:
• Revisão da Carga do PEN 2008 de janeiro/2009 a dezembro/2012
• Cronograma de expansão da oferta do DMSE para o PMO de out/2008, mais as
usinas do 6º LEN (A-3) e a antecipação para mai/2012 da UHE Santo Antônio
• Disponibilidade térmica com as seguintes alterações em relação ao PEN 2008:
2008 a 2011 - TC 2012 - zero
2008 a 2011 - TC 2012 - 390 MWmed (GF)
Araucária
2008 - 217 MWmed 2009 a 2012 - zero
Uruguaiana
2012 mesmo valor do TC em 20112012 disponibilidade máximaUsinas do TC
zero (em todo o horizonte)431 MWmed (GF em todo o horizonte)
Cuiabá
Obs.: Não inclui Acre-Rondônia
PROINFA 995 1.012 1.012 1.012
Outras pequenas UHEs e UTEs
2.306 2.536 2.594 2.597
CARGA 54.737 57.430 60.068 62.666
BALANÇO 288 1.313 1.968 320
LER 46 560 704 776
BALANÇO COM LER 335 1.873 2.672 1.096
36
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
Resultados atualizados do PEN – Riscos de Déficit
Níveis de Partida – 30/04/08 - % EARmáx
SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%
37
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
Resultados atualizados do PEN – Riscos de Déficit
Níveis de Partida – 30/09/08 - % EARmáx
SE/CO: 58% S: 58% NE: 53% N: 47%
38
Integração dos Sistemas Isolados Acre – Rondônia e Manaus - Macapá
A interligação do Acre – Rondônia ao SIN, considerada no PEN a
partir do início de 2009, irá propiciar uma significativa redução da
necessidade de geração térmica, com redução anual dos custos da
ordem de R$ 800 milhões.
Embora ainda não considerada no PEN, raciocínio análogo é
aplicável para a interligação Tucuruí – Manaus – Macapá prevista a
partir de 2012, pois permite 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.
39
40
• Integração eletroenergética do Brasil com os países do Cone Sul realizada mediante intercâmbios bilaterais:
- Regidos por contatos entre comercializadores, e
- Operacionalizado através de Acordos Operativos entre Operadores.
Perda de oportunidades não são explorados os benefícios da interligação
Situação Atual
• Intercâmbios efetivados:
- Através de excedentes energéticos geração térmica e vertimentos
- Esse ano foram efetivadas trocas energéticas mediante acordos bilaterais entre governos para auxílio em situação energética desfavorável, com devolução da energia exportada
41
Sistemas simulados independentemente
Implantar oferta de energia em volume e preço na fronteira,
respeitando-se o arcabouço regulatório de cada país.
Proposta
42
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Desafios para a Operação do SIN
Para enfrentar os desafios de natureza metodológica, estudar e propor melhorias para os modelos computacionais utilizados na operação do sistema elétrico, foi criado em 2003 o GT2 – Grupo de Trabalho de Aperfeiçoamento de Modelos e Evolução Metodológica do Planejamento e Programação da Operação, coordenado pelo ONS/CCEE, que conta com a participação dos Agentes, do Cepel e da EPE.
44
A volatilidade do CMO tem efeitos indesejáveis no despacho de geração térmica (conhecido como efeito “bang-bang”), bem como nas variações bruscas do PLD no mercado de curto prazo.
A freqüência e a intensidade dessas oscilações do CMO/PLD podem não dar adequada sinalização econômica para a expansão da oferta.
Questão Prioritária - Volatilidade
Propostas mitigadoras em estudo:
Amortecer o efeito da propagação da volatilidade hidrológica no cálculo da estratégia operativa (Newave)
• Através da aplicação de redutor da dependência temporal das afluências previstas no cálculo da estratégia.
• Estudo da não consideração da tendência hidrológica do passado recente no cálculo da estratégia de operação. Este estudo foi motivado por sugestão dos Agentes em Força Tarefa e encontra-se em andamento com previsão de término no final de outubro.
Amortecer o efeito no CMO das variações semanais de afluências no processo de elaboração do PMO e suas revisões (Decomp)
• Definição do CMO para a semana operativa com base na média dos CMOs de semanas anteriores, obtidos pela cadeia dos modelos de planejamento e programação da operação.
46
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
Comparação do CMO obtido através de médias dos CMOs semanais
2007 2008
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.
48
Curva Crítica de Operação (CCO) – Principais Características:
Periodicidade anual
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
O risco de cruzar a CCO é superior a y%
O risco de cruzar a CAR é superior a x% e de cruzar a CCO é inferior a y%
Risco de cruzar a CAR é inferior a x%
49
• Antecipação de entrada em operação de obras
de geração e transmissão,
• Despacho antecipado na base de geração
térmica e importação de energia
Médio Prazo
Curto Prazo
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)
51
FIM
52
ENAs Previstas para Outubro e Novembro/08 ( % MLT )
De acordo com os Institutos de previsão meteorológica, o início do período úmido deverá acontecer durante o mês de outubro com precipitações dentro da média até o mês de dezembro.
Para atingir os Níveis Meta ao final de novembro/08 é necessário um despacho térmico adicional da ordem de 1.000 MWmed/mês em relação à geração térmica atualmente verificada (5.500 MWmed). Será efetuado um monitoramento das afluências para definir o montante de GT adicional mínimo necessário.
ENA - PMO Out/08 ENA Nov/08
SE/CO 99 97
Sul 73 91
Nordeste 69 65
Norte 79 74
54
55
56
57
Obs.: Não inclui Acre-Rondônia
PROINFA 551 567 567 567
Outras pequenas UHEs e UTEs
1.743 1.901 1.942 1.942
CARGA 33.846 35.553 37.135 38.696
BALANÇO 102 79 (659) (1.987)
LER 46 552 678 750
BALANÇO COM LER 149 631 19 (1.237)
58
PROINFA 248 248 248 248
Outras pequenas UHEs e UTEs
392 445 455 458
CARGA 9.039 9.442 9.872 10.301
BALANÇO (1.041) (706) (560) (1.246)
LER - - - -
59
PROINFA 196 197 197 197
Outras pequenas UHEs e UTEs
135 154 160 160
CARGA 7.913 8.289 8.696 9.103
BALANÇO 963 1.577 2.578 2.752
LER - 8 26 26
60
UTE TOTAL - 242 242 575
PROINFA - - - -
37 37 37 37
CARGA 3.938 4.146 4.366 4.567
BALANÇO 263 362 609 801
LER - - - -
*
e
ABRAGE
Hermes J. Chipp
do SIN
2.1 – Curto Prazo - Estratégia para atingir Nível Meta
2.2 – Médio Prazo - PEN visão maio 2008 e visão atual
3. Integração Energética entre Países
4. Desafios para a Operação do SIN
Sumário
*
*
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
Características da Nova Oferta
*
*
Histórico do SIN - Regularização
Evolução do Volume Útil Acumulado e da Potência Instalada no SIN (Geração Hidráulica)
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
1950
1955
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
T. Marias - 15, 3
Furnas – 17,2
,
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
(R$/MWh)
*
*
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 – Indicadores de Segurança
Foco no 1º biênio
Foco no último triênio
Procedimentos Operativos
Para aumentar a garantia do atendimento energético do ano seguinte, reduzindo a dependência da hidrologia do período úmido, o CMSE aprovou a implementação de Estratégia de Operação que consiste na complementação de geração térmica para preservação ao final ano de “Estoque de Segurança” (Nível Meta de Armazenamento).
Para 2008 o CMSE definiu os seguintes parâmetros:
Nível Meta: SE/CO 53% EARmáx e NE 35% EARmáx
*
*
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
*
*
*
Níveis de Segurança Mensal para Outubro/08
ENA Prevista Outubro/08 ( % MLT )
Conclusão:
Nos casos assinalados ( ) a EAR do PMO (SE/CO) é menor do que a EAR do nível de segurança. É necessária a aplicação dos Procedimentos Operativos.
Plan1
SE/CO
52.2
S
59.6
NE
39.3
N
33.4
Plan2
Plan3
Plan1
GT1A composto por GT nuclear, gás e carvão.
GT1B composto por GT a óleo. Imediatamente disponível quando comandado pelo ONS.
GT2 UTEs a gás que podem operar com óleo Necessitam de logística de suprimento de combustível para a
sua operação
Região
GT2
SE
510,00
S
150,00
NE
537,00
Total
1.197,00
Região
Total
SE
5.465,20
S
2.015,00
NE
1.825,30
Total
9.305,50
Região
GT1A
GT1B
GT1
SE
4.335,90
619,30
4.955,20
S
1.625,00
240,00
1.865,00
NE
1.039,10
249,20
1.288,30
Total
7.000,00
1.108,50
8.108,50
GT utilizada no Mês de Outubro/08
Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões
A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade do despacho pleno de GT1A no mês de outubro.
Mesmo assim, o armazenamento no SE/CO é 1,9 %EAR máx inferior ao Nível de Segurança indicado para o mês.
Região
SE/CO
2.681
4.290,2
S
432
1.582,8
NE
349
916,4
TOTAL
3.462
6.789,4
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 Original (%EARmáx)
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 c/ Procedimentos Operativos (%EARmáx)
SE/CO
56,0
52,2
54,1
NE
44,0
39,4
44,0
Avaliação da Necessidade de Despacho de GT1B
Utilizando-se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de novembro, os níveis de armazenamento situaram-se acima dos Níveis Meta Não há necessidade de despacho de GT1B no mês de outubro.
Níveis de armazenamento previstos para Novembro/08, considerando-se o Valor Esperado da Previsão de Afluências
Região
SE/CO
54,1
NE
44,0
97
65
53,1
35,0
Níveis de Segurança em 31/10 Rev.1
Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões
A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade de manter o despacho pleno de GT1A no mês de outubro.
PMO Outubro Rev.1
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 Rev.1 (%EARmáx)
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 c/ Procedimentos Operativos (%EARmáx)
SE/CO
56,0
51,9
54,1
NE
44,0
42,0
44,0
*
*
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%.
Obs: Inclui a carga do sistema Acre – Rondônia.
ANO
2007
2012
Tipo
2008
2009
2010
2011
2012
Total
Hidráulica
85
614
2.105
1.490
6
4.300
Térmica
1.029
2.179
2.336
160
1.476
7.180
Nuclear
0
0
0
0
0
0
Proinfa
955
425
0
0
0
1.380
GT = 4.326 MWmed
· Termoaçu
· Aumento Produção Manati
1º Sem. 2009
· GASENE (Cacimbas – Catu)
2º Sem. 2009
· Usina Térmica de Cubatão
2º Sem. 2010
SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%
SUBSISTEMA
2009
2010
2011
2012
SUDESTE/CENTRO-OESTE
*
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
Leilão de Energia de Reserva – LER em 14/08/2008
Leilão de Energia Nova – A-3 em 17/09/2008
Antecipação do aproveitamento da UHE Santo Antônio para
maio 2012
Obs. Inclui a carga do sistema AC-RO
PEN - Maio/08
PEN – Outubro/08
1º Leilão de Energia de Reserva (1º LER/2008) de 14/08/08
Sudeste/Centro-Oeste
Acréscimo a partir de abr/2009 a dez/2012: 2.100 MW
Nordeste
*
*
LER 2008 - Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed]
23
312
394
507
46
560
704
776
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
2009
2010
2011
2012
Integração da Biomassa à Rede Elétrica
Para a integração dos empreendimentos vencedores do LER foi realizada reunião em 01/10 com a participação dos empreendedores, do ONS, ANEEL, MME e EPE, bem como das distribuidoras e transmissoras envolvidas, com o objetivo de analisar a integração de usinas vendedoras no LER (ACR) e ACL.
Para os estados de MS e GO foi realizado estudo de planejamento específico a fim de dimensionar o sistema de transmissão capaz de permitir a integração das usinas, estando prevista a realização dos leilões das ICGs para Novembro de 2008
*
*
Total de 10 Empreendimentos (10 UTEs)
Acréscimo a partir de jan/2011 a dez/2012: 1935 MW
Energia associada : 1076 MW med ( 96 no SE/CO e 980 no NE).
Entregas a partir de 2011
UTE José de Alencar - 300 MW
UTE Linhares - 204 MW
UTE Catu - 176 MW
UTE Sr Bonfim - 176 MW
UTE Feira de Santana - 176 MW
UTE Pernambuco IV - 200.8 MW
UTE Santa Rita Cassia - 174.6 MW
*
*
Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012,
segundo cronograma proposto pelo empreendedor à ANEEL Antecipação p/maio
2 máquinas
4 máquinas
6 máquinas
7 máquinas
8 máquinas
9 máquinas
‘
*
*
Evolução da Oferta (MW) – Participação por Fonte – Outubro/08
Em termos de energia o acréscimo em relação ao PEN maio/08, a partir de 2012, é de 2101 MWmed.
2007
• Valores verificados de carga de janeiro/2008 a agosto/2008
• Disponibilidade térmica com as seguintes alterações:
UTE
*
Balanço Estático de Energia - Premissas Básicas – 2009/2012
O balanço estático de energia toma por base os valores de energia assegurada / garantia física dos empreendimentos, em conformidade com os documentos formais do Poder Concedente.
Premissas:
• Revisão da Carga do PEN 2008 de janeiro/2009 a dezembro/2012
• Cronograma de expansão da oferta do DMSE para o PMO de out/2008, mais as usinas do 6º LEN (A-3) e a antecipação para mai/2012 da UHE Santo Antônio
Disponibilidade térmica com as seguintes alterações em relação ao PEN 2008:
UTE
zero (em todo o horizonte)
Usinas do TC
2012 disponibilidade máxima
Araucária
2008 a 2011 - TC 2012 - zero
Uruguaiana
2008 - zero 2009 a 2012 - zero
*
Obs.: Não inclui Acre-Rondônia
Níveis de Partida – 30/04/08 - % EARmáx
SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%
SUBSISTEMA
2009
2010
2011
2012
Sudeste/Centro-Oeste
Níveis de Partida – 30/09/08 - % EARmáx
SE/CO: 58% S: 58% NE: 53% N: 47%
SUBSISTEMA
2009
2010
2011
2012
Sudeste/Centro-Oeste
Integração dos Sistemas Isolados Acre – Rondônia e Manaus - Macapá
A interligação do Acre – Rondônia ao SIN, considerada no PEN a partir do início de 2009, irá propiciar uma significativa redução da necessidade de geração térmica, com redução anual dos custos da ordem de R$ 800 milhões.
*
*
*
*
Integração eletroenergética do Brasil com os países do Cone Sul realizada mediante intercâmbios bilaterais:
- Regidos por contatos entre comercializadores, e
- Operacionalizado através de Acordos Operativos entre Operadores.
Perda de oportunidades não são explorados os benefícios da interligação
Situação Atual
Intercâmbios efetivados:
- Através de excedentes energéticos geração térmica e vertimentos
- Esse ano foram efetivadas trocas energéticas mediante acordos
bilaterais entre governos para auxílio em situação energética
desfavorável, com devolução da energia exportada
*
*
PA - Preço Argentina
PB - Preço Brasil
Sistemas simulados independentemente
Implantar oferta de energia em volume e preço na fronteira, respeitando-se o arcabouço regulatório de cada país.
Proposta
*
*
Desafios para a Operação do SIN
*
*
A volatilidade do CMO tem efeitos indesejáveis no despacho de geração térmica (conhecido como efeito “bang-bang”), bem como nas variações bruscas do PLD no mercado de curto prazo.
A freqüência e a intensidade dessas oscilações do CMO/PLD podem não dar adequada sinalização econômica para a expansão da oferta.
Questão Prioritária - Volatilidade
Propostas mitigadoras em estudo:
Amortecer o efeito da propagação da volatilidade hidrológica no cálculo da estratégia operativa (Newave)
Através da aplicação de redutor da dependência temporal das afluências previstas no cálculo da estratégia.
Estudo da não consideração da tendência hidrológica do passado recente no cálculo da estratégia de operação. Este estudo foi motivado por sugestão dos Agentes em Força Tarefa e encontra-se em andamento com previsão de término no final de outubro.
*
Comparação do CMO obtido através de médias dos CMOs semanais
2007
2008
Desafios com Relação à Segurança Operativa do SIN
*
*
Curva Crítica de Operação (CCO) – Principais Características:
Periodicidade anual
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
O risco de cruzar a CCO é superior a y%
O risco de cruzar a CAR é superior a x%
e de cruzar a CCO é inferior a y%
Risco de cruzar a CAR é inferior a x%
*
*
Ações para Mitigação de Condições Desfavoráveis
Antecipação de entrada em operação de obras de geração e transmissão,
Dimensionamento de Reserva de Capacidade,
Despacho antecipado na base de geração térmica e importação de energia
Médio Prazo
Curto Prazo
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)
*
*
ENAs Previstas para Outubro e Novembro/08 ( % MLT )
De acordo com os Institutos de previsão meteorológica, o início do período úmido deverá acontecer durante o mês de outubro com precipitações dentro da média até o mês de dezembro.
Para atingir os Níveis Meta ao final de novembro/08 é necessário um despacho térmico adicional da ordem de 1.000 MWmed/mês em relação à geração térmica atualmente verificada (5.500 MWmed). Será efetuado um monitoramento das afluências para definir o montante de GT adicional mínimo necessário.
ENA - PMO Out/08
*
*
*
*
Obs.: Não inclui Acre-Rondônia
*
*
Eventos Marco
UTEs TC
Termoaçu
Aumento Produção Manati
1º Sem. 2009
GASENE (Cacimbas – Catu)
2º Sem. 2009
Ampliação da Compressão do Gasbol – trecho Sul
Usina Térmica de Cubatão
2º Sem. 2010
>=10%>=11%>=12%
NÚMERO DE SÉRIES
% 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
Evolução do 1º ano de Motorização da UHE Sto. Antônio
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
JanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDez
MWmed
mar/07 rev1mar/07 rev3
abr/07 rev1abr/07 rev3
mai/07 rev1mai/07 rev3
jun/07 rev1jun/07 rev3
jul/07 rev0jul/07 rev2
mar/08 rev1mar/08 rev3
abr/08 rev1abr/08 rev3
mai/08 rev1mai/08 rev3
jun/08 rev0jun/08 rev2
jul/08 rev0jul/08 rev2
SIN (MWmed)
ABRAGE
2
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. Integração Energética entre Países
4. Desafios para a Operação do SIN
Sumário
3
4
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
Características da Nova Oferta
Maior dependência dos períodos chuvosos e necessidade de uso mais intenso de
geração térmica
Histórico do SIN - Regularização
Evolução do Volume Útil Acumulado e da Potência Instalada no SIN (Geração Hidráulica)
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
P o
tê n
c ia
I n
s ta
la d
T. Marias - 15, 3
Furnas – 17,2
Os 13 maiores reservatórios identificados na figura( VU maior que 5 x 10³ hm³) correspondem a 78% do Volume Útil acumulado no SIN,
Nova Ponte
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
(R $
7
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 – Indicadores de Segurança
Foco no 1º biênio Foco no último triênio
Médio PrazoCurto Prazo
1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano
8
Para aumentar a garantia do atendimento energético do ano seguinte,
reduzindo a dependência da hidrologia do período úmido, o CMSE
aprovou a implementação de Estratégia de Operação que consiste na
complementação de geração térmica para preservação ao final ano de
“Estoque de Segurança” (Nível Meta de Armazenamento).
Para 2008 o CMSE definiu os seguintes parâmetros:
Nível Meta: SE/CO 53% EARmáx e NE 35% EARmáx
Série de Referência : Séries geradas a partir dos ruídos do histórico Risco de 5% descarte de 4 séries em 76 adotar a 5ª pior série no período do estudo
9
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
O ressarcimento dos encargos decorrentes da utilização antecipada de
geração térmica em relação ao sinal econômico do modelo deverá ser
abordado.
10
11
Níveis de Segurança Mensal para Outubro/08
ENA Prevista Outubro/08 ( % MLT )
Armazenamento Previsto para 31/10
ENA PMO Outubro/08
Níveis de Segurança Mensal
SE/CO 56 NE 44
ConclusãoConclusão: Nos casos assinalados ( ) a EAR do PMO (SE/CO) é menor do que a EAR do nível de segurança. É necessária a aplicação dos Procedimentos Operativos.
13
Recurso Térmico Disponível
GT1A composto por GT nuclear, gcomposto por GT nuclear, gáás e carvãos e carvão.. GT1B composto por GT a composto por GT a óóleo. Imediatamente disponleo. Imediatamente disponíível quando comandado pelo ONS.vel quando comandado pelo ONS. GT2 UTEs a gás que podem operar com óleo Necessitam de logística de suprimento de combustível para a
sua operação
PerPerííodo Outubro odo Outubro –– Novembro Novembro –– valor mvalor méédio mensaldio mensal
14
GT utilizada no Mês de Outubro/08
Ordem Mérito
Recurso Térmico
Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões
39,4
52,2
Original (%EARmáx)
Mensal (%EARmáx)
SE/CO 56,0
NE 44,0
A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade do despacho pleno de GT1A no mês de outubro.
Mesmo assim, o armazenamento no SE/CO é 1,9 %EAR máx inferior ao Nível de Segurança indicado para o mês.
15
Avaliação da Necessidade de Despacho de GT1B
UtilizandoUtilizando--se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de novembro, os nnovembro, os nííveis de armazenamento situaramveis de armazenamento situaram--se acima dos Nse acima dos Nííveis veis Meta Meta Não hNão háá necessidade de despacho de GTnecessidade de despacho de GT1B1B no mês de outubro.no mês de outubro.
44,0
54,1
Procedimentos Operativos (%EARmáx)
16
Níveis de Segurança em 31/10 Rev.1
Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões
42,0
51,9
Rev.1 (%EARmáx)
Mensal (%EARmáx)
SE/CO 56,0
NE 44,0
A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade de manter o despacho pleno de GT1A no mês de outubro.
ENA ( %MLT )
PMO Outubro Rev.1
18
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%.
Premissas de Crescimento da Carga
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.
19
2007 2012
Hidroelétricas (MW) (%)
79.750 82,9%
84.051 75,4%
Termoelétricas (MW) (%)
13.093 13,6%
20.272 18,2%
PCHs (MW) (%)
1.720 1,8%
3.474 3,1%
PCTs (MW)
20
Tipo 2008 2009 2010 2011 2012 Total
Hidráulica 85 614 2.105 1.490 6 4.300
Térmica 1.029 2.179 2.336 160 1.476 7.180
Nuclear 0 0 0 0 0 0
Proinfa 955 425 0 0 0 1.380
Outras – PCHs+PCTs 1.056 916 274 70 0 2.316
Oferta Nova 3.125 4.134 4.715 1.720 1.482 15.176
21
Eventos Marco UTEs TC
1º Sem. 2008 2.333
GNL no NE (Pecém) – set/08 Gasoduto Campinas – Rio Fase II Termoaçu Gasoduto Cabiúnas - Vitória – fev/08
2º Sem. 2008 3.701
Gasoduto Japeri – REDUC Gasoduto Catu – Itaporanga e Compressão em Pilar Aumento Produção Manati
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
GT = 4.326 MWmed
22
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
Resultados – Riscos de Déficit
SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%
23
46
125
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
>= 1%
>= 2%
>= 3%
>= 4%
>= 5%
>= 6%
>= 7%
>= 8%
>= 9%
>= 10
N Ú
M E
R O
D E
S É
R IE
S
% 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
Distribuição dos Déficits no NE em 2011
24
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
Leilão de Energia de Reserva – LER em 14/08/2008
Leilão de Energia Nova – A-3 em 17/09/2008
Antecipação do aproveitamento da UHE Santo Antônio para
maio 2012
Obs. Inclui a carga do sistema AC-RO
PEN - Maio/08 PEN – Outubro/08
1º Leilão de Energia de Reserva (1º LER/2008) de 14/08/08
Sudeste/Centro-Oeste 27 UTEs = 2070 MW Total SE/CO = 2070 MW
Total de 28 Empreendimentos (28 UTEs) Acréscimo a partir de abr/2009 a dez/2012: 2.100 MW
Nordeste 1 UTE = 30 MW Total NE = 30 MW
Entregas em 2009 e 2010Entregas em 2009 e 2010
27
LER 2008 - Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed]
23
Total das Garantias Físicas
Para a integração dos empreendimentos vencedores do LER foi
realizada reunião em 01/10 com a participação dos
empreendedores, do ONS, ANEEL, MME e EPE, bem como das
distribuidoras e transmissoras envolvidas, com o objetivo de
analisar a integração de usinas vendedoras no LER (ACR) e ACL.
Para os estados de MS e GO foi realizado estudo de planejamento
específico a fim de dimensionar o sistema de transmissão capaz
de permitir a integração das usinas, estando prevista a realização
dos leilões das ICGs para Novembro de 2008
A energia de 750 MWmed a partir de 2012 na região SE/CO
corresponde a um ganho de armazenamento de cerca de 3%
EARmax.
29
Resultados do LEN (A-3) realizado em 17/09/2008
Total de 10 Empreendimentos (10 UTEs) Acréscimo a partir de jan/2011 a dez/2012: 1935 MW Energia associada : 1076 MW med ( 96 no SE/CO e 980 no NE).
Entregas a partir de 2011Entregas a partir de 2011
UTE José de Alencar - 300 MW
UTE Linhares - 204 MW
UTE Camacari 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 Pernambuco IV - 200.8 MW
UTE Santa Rita Cassia - 174.6 MW
30
Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012, segundo cronograma proposto pelo empreendedor à ANEEL Antecipação p/maio
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
M W
m ed
‘
mai/2012 aumenta a confiabilidade do
atendimento
31
2007 2012
Total em MW 96.243 111.419 116.463
Em termos de energia o acréscimo em relação ao PEN maio/08, a partir de 2012, é de 2101 MWmed.
32
• Valores verificados de carga de janeiro/2008 a agosto/2008
• Disponibilidade térmica com as seguintes alterações:
zero217 MWmed (Port. 153/2005)Uruguaiana
34
Balanço Estático de Energia - Premissas Básicas – 2009/2012
O balanço estático de energia toma por base os valores de energia assegurada / garantia física dos empreendimentos, em conformidade com os documentos formais do Poder Concedente.
Premissas:
• Revisão da Carga do PEN 2008 de janeiro/2009 a dezembro/2012
• Cronograma de expansão da oferta do DMSE para o PMO de out/2008, mais as
usinas do 6º LEN (A-3) e a antecipação para mai/2012 da UHE Santo Antônio
• Disponibilidade térmica com as seguintes alterações em relação ao PEN 2008:
2008 a 2011 - TC 2012 - zero
2008 a 2011 - TC 2012 - 390 MWmed (GF)
Araucária
2008 - 217 MWmed 2009 a 2012 - zero
Uruguaiana
2012 mesmo valor do TC em 20112012 disponibilidade máximaUsinas do TC
zero (em todo o horizonte)431 MWmed (GF em todo o horizonte)
Cuiabá
Obs.: Não inclui Acre-Rondônia
PROINFA 995 1.012 1.012 1.012
Outras pequenas UHEs e UTEs
2.306 2.536 2.594 2.597
CARGA 54.737 57.430 60.068 62.666
BALANÇO 288 1.313 1.968 320
LER 46 560 704 776
BALANÇO COM LER 335 1.873 2.672 1.096
36
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
Resultados atualizados do PEN – Riscos de Déficit
Níveis de Partida – 30/04/08 - % EARmáx
SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%
37
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
Resultados atualizados do PEN – Riscos de Déficit
Níveis de Partida – 30/09/08 - % EARmáx
SE/CO: 58% S: 58% NE: 53% N: 47%
38
Integração dos Sistemas Isolados Acre – Rondônia e Manaus - Macapá
A interligação do Acre – Rondônia ao SIN, considerada no PEN a
partir do início de 2009, irá propiciar uma significativa redução da
necessidade de geração térmica, com redução anual dos custos da
ordem de R$ 800 milhões.
Embora ainda não considerada no PEN, raciocínio análogo é
aplicável para a interligação Tucuruí – Manaus – Macapá prevista a
partir de 2012, pois permite 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.
39
40
• Integração eletroenergética do Brasil com os países do Cone Sul realizada mediante intercâmbios bilaterais:
- Regidos por contatos entre comercializadores, e
- Operacionalizado através de Acordos Operativos entre Operadores.
Perda de oportunidades não são explorados os benefícios da interligação
Situação Atual
• Intercâmbios efetivados:
- Através de excedentes energéticos geração térmica e vertimentos
- Esse ano foram efetivadas trocas energéticas mediante acordos bilaterais entre governos para auxílio em situação energética desfavorável, com devolução da energia exportada
41
Sistemas simulados independentemente
Implantar oferta de energia em volume e preço na fronteira,
respeitando-se o arcabouço regulatório de cada país.
Proposta
42
43
Desafios para a Operação do SIN
Para enfrentar os desafios de natureza metodológica, estudar e propor melhorias para os modelos computacionais utilizados na operação do sistema elétrico, foi criado em 2003 o GT2 – Grupo de Trabalho de Aperfeiçoamento de Modelos e Evolução Metodológica do Planejamento e Programação da Operação, coordenado pelo ONS/CCEE, que conta com a participação dos Agentes, do Cepel e da EPE.
44
A volatilidade do CMO tem efeitos indesejáveis no despacho de geração térmica (conhecido como efeito “bang-bang”), bem como nas variações bruscas do PLD no mercado de curto prazo.
A freqüência e a intensidade dessas oscilações do CMO/PLD podem não dar adequada sinalização econômica para a expansão da oferta.
Questão Prioritária - Volatilidade
Propostas mitigadoras em estudo:
Amortecer o efeito da propagação da volatilidade hidrológica no cálculo da estratégia operativa (Newave)
• Através da aplicação de redutor da dependência temporal das afluências previstas no cálculo da estratégia.
• Estudo da não consideração da tendência hidrológica do passado recente no cálculo da estratégia de operação. Este estudo foi motivado por sugestão dos Agentes em Força Tarefa e encontra-se em andamento com previsão de término no final de outubro.
Amortecer o efeito no CMO das variações semanais de afluências no processo de elaboração do PMO e suas revisões (Decomp)
• Definição do CMO para a semana operativa com base na média dos CMOs de semanas anteriores, obtidos pela cadeia dos modelos de planejamento e programação da operação.
46
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
Comparação do CMO obtido através de médias dos CMOs semanais
2007 2008
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.
48
Curva Crítica de Operação (CCO) – Principais Características:
Periodicidade anual
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
O risco de cruzar a CCO é superior a y%
O risco de cruzar a CAR é superior a x% e de cruzar a CCO é inferior a y%
Risco de cruzar a CAR é inferior a x%
49
• Antecipação de entrada em operação de obras
de geração e transmissão,
• Despacho antecipado na base de geração
térmica e importação de energia
Médio Prazo
Curto Prazo
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)
51
FIM
52
ENAs Previstas para Outubro e Novembro/08 ( % MLT )
De acordo com os Institutos de previsão meteorológica, o início do período úmido deverá acontecer durante o mês de outubro com precipitações dentro da média até o mês de dezembro.
Para atingir os Níveis Meta ao final de novembro/08 é necessário um despacho térmico adicional da ordem de 1.000 MWmed/mês em relação à geração térmica atualmente verificada (5.500 MWmed). Será efetuado um monitoramento das afluências para definir o montante de GT adicional mínimo necessário.
ENA - PMO Out/08 ENA Nov/08
SE/CO 99 97
Sul 73 91
Nordeste 69 65
Norte 79 74
54
55
56
57
Obs.: Não inclui Acre-Rondônia
PROINFA 551 567 567 567
Outras pequenas UHEs e UTEs
1.743 1.901 1.942 1.942
CARGA 33.846 35.553 37.135 38.696
BALANÇO 102 79 (659) (1.987)
LER 46 552 678 750
BALANÇO COM LER 149 631 19 (1.237)
58
PROINFA 248 248 248 248
Outras pequenas UHEs e UTEs
392 445 455 458
CARGA 9.039 9.442 9.872 10.301
BALANÇO (1.041) (706) (560) (1.246)
LER - - - -
59
PROINFA 196 197 197 197
Outras pequenas UHEs e UTEs
135 154 160 160
CARGA 7.913 8.289 8.696 9.103
BALANÇO 963 1.577 2.578 2.752
LER - 8 26 26
60
UTE TOTAL - 242 242 575
PROINFA - - - -
37 37 37 37
CARGA 3.938 4.146 4.366 4.567
BALANÇO 263 362 609 801
LER - - - -
*
e
ABRAGE
Hermes J. Chipp
do SIN
2.1 – Curto Prazo - Estratégia para atingir Nível Meta
2.2 – Médio Prazo - PEN visão maio 2008 e visão atual
3. Integração Energética entre Países
4. Desafios para a Operação do SIN
Sumário
*
*
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
Características da Nova Oferta
*
*
Histórico do SIN - Regularização
Evolução do Volume Útil Acumulado e da Potência Instalada no SIN (Geração Hidráulica)
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
1950
1955
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
T. Marias - 15, 3
Furnas – 17,2
,
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
(R$/MWh)
*
*
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 – Indicadores de Segurança
Foco no 1º biênio
Foco no último triênio
Procedimentos Operativos
Para aumentar a garantia do atendimento energético do ano seguinte, reduzindo a dependência da hidrologia do período úmido, o CMSE aprovou a implementação de Estratégia de Operação que consiste na complementação de geração térmica para preservação ao final ano de “Estoque de Segurança” (Nível Meta de Armazenamento).
Para 2008 o CMSE definiu os seguintes parâmetros:
Nível Meta: SE/CO 53% EARmáx e NE 35% EARmáx
*
*
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
*
*
*
Níveis de Segurança Mensal para Outubro/08
ENA Prevista Outubro/08 ( % MLT )
Conclusão:
Nos casos assinalados ( ) a EAR do PMO (SE/CO) é menor do que a EAR do nível de segurança. É necessária a aplicação dos Procedimentos Operativos.
Plan1
SE/CO
52.2
S
59.6
NE
39.3
N
33.4
Plan2
Plan3
Plan1
GT1A composto por GT nuclear, gás e carvão.
GT1B composto por GT a óleo. Imediatamente disponível quando comandado pelo ONS.
GT2 UTEs a gás que podem operar com óleo Necessitam de logística de suprimento de combustível para a
sua operação
Região
GT2
SE
510,00
S
150,00
NE
537,00
Total
1.197,00
Região
Total
SE
5.465,20
S
2.015,00
NE
1.825,30
Total
9.305,50
Região
GT1A
GT1B
GT1
SE
4.335,90
619,30
4.955,20
S
1.625,00
240,00
1.865,00
NE
1.039,10
249,20
1.288,30
Total
7.000,00
1.108,50
8.108,50
GT utilizada no Mês de Outubro/08
Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões
A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade do despacho pleno de GT1A no mês de outubro.
Mesmo assim, o armazenamento no SE/CO é 1,9 %EAR máx inferior ao Nível de Segurança indicado para o mês.
Região
SE/CO
2.681
4.290,2
S
432
1.582,8
NE
349
916,4
TOTAL
3.462
6.789,4
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 Original (%EARmáx)
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 c/ Procedimentos Operativos (%EARmáx)
SE/CO
56,0
52,2
54,1
NE
44,0
39,4
44,0
Avaliação da Necessidade de Despacho de GT1B
Utilizando-se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de novembro, os níveis de armazenamento situaram-se acima dos Níveis Meta Não há necessidade de despacho de GT1B no mês de outubro.
Níveis de armazenamento previstos para Novembro/08, considerando-se o Valor Esperado da Previsão de Afluências
Região
SE/CO
54,1
NE
44,0
97
65
53,1
35,0
Níveis de Segurança em 31/10 Rev.1
Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões
A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade de manter o despacho pleno de GT1A no mês de outubro.
PMO Outubro Rev.1
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 Rev.1 (%EARmáx)
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 c/ Procedimentos Operativos (%EARmáx)
SE/CO
56,0
51,9
54,1
NE
44,0
42,0
44,0
*
*
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%.
Obs: Inclui a carga do sistema Acre – Rondônia.
ANO
2007
2012
Tipo
2008
2009
2010
2011
2012
Total
Hidráulica
85
614
2.105
1.490
6
4.300
Térmica
1.029
2.179
2.336
160
1.476
7.180
Nuclear
0
0
0
0
0
0
Proinfa
955
425
0
0
0
1.380
GT = 4.326 MWmed
· Termoaçu
· Aumento Produção Manati
1º Sem. 2009
· GASENE (Cacimbas – Catu)
2º Sem. 2009
· Usina Térmica de Cubatão
2º Sem. 2010
SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%
SUBSISTEMA
2009
2010
2011
2012
SUDESTE/CENTRO-OESTE
*
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
Leilão de Energia de Reserva – LER em 14/08/2008
Leilão de Energia Nova – A-3 em 17/09/2008
Antecipação do aproveitamento da UHE Santo Antônio para
maio 2012
Obs. Inclui a carga do sistema AC-RO
PEN - Maio/08
PEN – Outubro/08
1º Leilão de Energia de Reserva (1º LER/2008) de 14/08/08
Sudeste/Centro-Oeste
Acréscimo a partir de abr/2009 a dez/2012: 2.100 MW
Nordeste
*
*
LER 2008 - Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed]
23
312
394
507
46
560
704
776
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
2009
2010
2011
2012
Integração da Biomassa à Rede Elétrica
Para a integração dos empreendimentos vencedores do LER foi realizada reunião em 01/10 com a participação dos empreendedores, do ONS, ANEEL, MME e EPE, bem como das distribuidoras e transmissoras envolvidas, com o objetivo de analisar a integração de usinas vendedoras no LER (ACR) e ACL.
Para os estados de MS e GO foi realizado estudo de planejamento específico a fim de dimensionar o sistema de transmissão capaz de permitir a integração das usinas, estando prevista a realização dos leilões das ICGs para Novembro de 2008
*
*
Total de 10 Empreendimentos (10 UTEs)
Acréscimo a partir de jan/2011 a dez/2012: 1935 MW
Energia associada : 1076 MW med ( 96 no SE/CO e 980 no NE).
Entregas a partir de 2011
UTE José de Alencar - 300 MW
UTE Linhares - 204 MW
UTE Catu - 176 MW
UTE Sr Bonfim - 176 MW
UTE Feira de Santana - 176 MW
UTE Pernambuco IV - 200.8 MW
UTE Santa Rita Cassia - 174.6 MW
*
*
Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012,
segundo cronograma proposto pelo empreendedor à ANEEL Antecipação p/maio
2 máquinas
4 máquinas
6 máquinas
7 máquinas
8 máquinas
9 máquinas
‘
*
*
Evolução da Oferta (MW) – Participação por Fonte – Outubro/08
Em termos de energia o acréscimo em relação ao PEN maio/08, a partir de 2012, é de 2101 MWmed.
2007
• Valores verificados de carga de janeiro/2008 a agosto/2008
• Disponibilidade térmica com as seguintes alterações:
UTE
*
Balanço Estático de Energia - Premissas Básicas – 2009/2012
O balanço estático de energia toma por base os valores de energia assegurada / garantia física dos empreendimentos, em conformidade com os documentos formais do Poder Concedente.
Premissas:
• Revisão da Carga do PEN 2008 de janeiro/2009 a dezembro/2012
• Cronograma de expansão da oferta do DMSE para o PMO de out/2008, mais as usinas do 6º LEN (A-3) e a antecipação para mai/2012 da UHE Santo Antônio
Disponibilidade térmica com as seguintes alterações em relação ao PEN 2008:
UTE
zero (em todo o horizonte)
Usinas do TC
2012 disponibilidade máxima
Araucária
2008 a 2011 - TC 2012 - zero
Uruguaiana
2008 - zero 2009 a 2012 - zero
*
Obs.: Não inclui Acre-Rondônia
Níveis de Partida – 30/04/08 - % EARmáx
SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%
SUBSISTEMA
2009
2010
2011
2012
Sudeste/Centro-Oeste
Níveis de Partida – 30/09/08 - % EARmáx
SE/CO: 58% S: 58% NE: 53% N: 47%
SUBSISTEMA
2009
2010
2011
2012
Sudeste/Centro-Oeste
Integração dos Sistemas Isolados Acre – Rondônia e Manaus - Macapá
A interligação do Acre – Rondônia ao SIN, considerada no PEN a partir do início de 2009, irá propiciar uma significativa redução da necessidade de geração térmica, com redução anual dos custos da ordem de R$ 800 milhões.
*
*
*
*
Integração eletroenergética do Brasil com os países do Cone Sul realizada mediante intercâmbios bilaterais:
- Regidos por contatos entre comercializadores, e
- Operacionalizado através de Acordos Operativos entre Operadores.
Perda de oportunidades não são explorados os benefícios da interligação
Situação Atual
Intercâmbios efetivados:
- Através de excedentes energéticos geração térmica e vertimentos
- Esse ano foram efetivadas trocas energéticas mediante acordos
bilaterais entre governos para auxílio em situação energética
desfavorável, com devolução da energia exportada
*
*
PA - Preço Argentina
PB - Preço Brasil
Sistemas simulados independentemente
Implantar oferta de energia em volume e preço na fronteira, respeitando-se o arcabouço regulatório de cada país.
Proposta
*
*
Desafios para a Operação do SIN
*
*
A volatilidade do CMO tem efeitos indesejáveis no despacho de geração térmica (conhecido como efeito “bang-bang”), bem como nas variações bruscas do PLD no mercado de curto prazo.
A freqüência e a intensidade dessas oscilações do CMO/PLD podem não dar adequada sinalização econômica para a expansão da oferta.
Questão Prioritária - Volatilidade
Propostas mitigadoras em estudo:
Amortecer o efeito da propagação da volatilidade hidrológica no cálculo da estratégia operativa (Newave)
Através da aplicação de redutor da dependência temporal das afluências previstas no cálculo da estratégia.
Estudo da não consideração da tendência hidrológica do passado recente no cálculo da estratégia de operação. Este estudo foi motivado por sugestão dos Agentes em Força Tarefa e encontra-se em andamento com previsão de término no final de outubro.
*
Comparação do CMO obtido através de médias dos CMOs semanais
2007
2008
Desafios com Relação à Segurança Operativa do SIN
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Curva Crítica de Operação (CCO) – Principais Características:
Periodicidade anual
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
O risco de cruzar a CCO é superior a y%
O risco de cruzar a CAR é superior a x%
e de cruzar a CCO é inferior a y%
Risco de cruzar a CAR é inferior a x%
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Ações para Mitigação de Condições Desfavoráveis
Antecipação de entrada em operação de obras de geração e transmissão,
Dimensionamento de Reserva de Capacidade,
Despacho antecipado na base de geração térmica e importação de energia
Médio Prazo
Curto Prazo
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)
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ENAs Previstas para Outubro e Novembro/08 ( % MLT )
De acordo com os Institutos de previsão meteorológica, o início do período úmido deverá acontecer durante o mês de outubro com precipitações dentro da média até o mês de dezembro.
Para atingir os Níveis Meta ao final de novembro/08 é necessário um despacho térmico adicional da ordem de 1.000 MWmed/mês em relação à geração térmica atualmente verificada (5.500 MWmed). Será efetuado um monitoramento das afluências para definir o montante de GT adicional mínimo necessário.
ENA - PMO Out/08
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Obs.: Não inclui Acre-Rondônia
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Eventos Marco
UTEs TC
Termoaçu
Aumento Produção Manati
1º Sem. 2009
GASENE (Cacimbas – Catu)
2º Sem. 2009
Ampliação da Compressão do Gasbol – trecho Sul
Usina Térmica de Cubatão
2º Sem. 2010
>=10%>=11%>=12%
NÚMERO DE SÉRIES
% 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
Evolução do 1º ano de Motorização da UHE Sto. Antônio
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
JanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDez
MWmed
mar/07 rev1mar/07 rev3
abr/07 rev1abr/07 rev3
mai/07 rev1mai/07 rev3
jun/07 rev1jun/07 rev3
jul/07 rev0jul/07 rev2
mar/08 rev1mar/08 rev3
abr/08 rev1abr/08 rev3
mai/08 rev1mai/08 rev3
jun/08 rev0jun/08 rev2
jul/08 rev0jul/08 rev2
SIN (MWmed)
