1

Crise Hídrica –Efeitos para o Nordeste

Saulo Cisneiros

Gerente Executivo

III SEMINÁRIO FIEPEMERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA –

DESAFIOS E OPORTUNIDADES PARA A INDÚSTRIARecife, 16 de Junho de 2015

2

Sumário

1. Características do SIN

2. Avaliação do Atendimento Energético do SIN em 2015

3. Avaliação do Atendimento Energético 2016-2019

4. Planejamento Energético de Longo Prazo – A Visão do Operador

5. A Riqueza do Nordeste em Fontes Eólica e Solar

1. Características do SIN

4

O Sistema Interligado Nacional - SIN

5

Principais características do SIN

� Dimensão Continental

� Predominante hidroelétrico:

• Capacidade instalada de geração: 73%

• Produção anual depende das afluências

� Grandes usinas distantes dos centros de carga

� Longas linhas de transmissão

� Números atuais:

• Capacidade instalada de geração: > 129.000 MW

• Extensão das linhas de transmissão >= 230 kV: > 120.000 km

� Expectativa de crescimento da carga à taxas anuais em torno de 3%

2. Avaliação do Atendimento Energético em 2015

7

Condições Hidrológicas em 2013 e 2014Bacia do Rio São Francisco

Vazões Incrementais a Sobradinho (m3/s)

Ano Média Anual Posição Hist Período Biênio Posição Hist

2001 938 1º 2013 2014 1024 1º

2014 978 2º 2001 2002 1102 2º

2013 1071 3º 1998 1999 1166 3º

1996 1118 4º 2012 2013 1174 4º

1998 1152 5º 1995 1996 1228 5º

Vazões Naturais a Sobradinho (m3/s)

Ano Média Anual Posição Hist Período Biênio Posição Hist

2014 1203 1º 2013 2014 1361 1º

2001 1281 2º 2001 2002 1573 2º

2013 1519 3º 1998 1999 1760 3º

1996 1709 4º 2012 2013 1772 4º

1971 1713 5º 1995 1996 1806 5º

8

Condições Hidrológicas em 2015Bacia do Rio São Francisco

Vazões Incrementais a Sobradinho

Ano Janeiro Posição Hist Ano Fevereiro Posição Hist Ano Março Posição Hist

2015 906 1º 2015 1028 1º 2013 989 1º

2013 1108 2º 2014 1029 2º 2014 1028 2º

2008 1187 3º 1999 1093 3º 2015 1182 3º

1971 1370 4º 1971 1186 4º 2001 1254 4º

1976 1376 5º 2001 1191 5º 2012 1275 5º

Ano Abril Posição Hist Ano Maio Posição Hist

2001 760 1º 1998 610 1º

1998 861 2º 2001 644 2º

1996 1046 3º 2002 687 3º

1934 1162 4º 1976 716 4º

1989 1166 5º 1999 749 5º

: : : : : :

2015 1367 13º : :

2015 1044 19º

9

Condições Hidrológicas em 2015

Bacia do Rio São FranciscoVazões Naturais a Sobradinho

Ano Janeiro Posição Hist Ano Fevereiro Posição Hist Ano Março Posição Hist

2015 1106 1º 2015 787 1º 2014 1255 1º

2013 1509 2º 2014 1242 2º 2013 1645 2º

1971 1650 3º 1971 1436 3º 2001 1718 3º

2008 1933 4º 2001 1695 4º 1971 1755 4º

1976 2007 5º 1953 1792 5º 2015 1788 5º

Ano Abril Posição Hist Ano Maio Posição Hist

2001 1096 1º 2001 845 1º

1971 1408 2º 2014 954 2º

1998 1535 3º 1976 1037 3º

1996 1593 4º 2002 1074 4º

1934 1615 5º 1998 1122 5º

: : : : : :

2015 2209 16º : : :

2015 1425 18º

10

Condições Hidrológicas em 2015Afluências em 2015 (em % da MLT)

Jan Fev Mar Abr Jan-Abr

40% 59% 78% 90% 65%Pior 7º pior 21º pior 35º pior 8º pior

21% 20% 57% 63% 43%pior pior 8º pior 11º pior 3º pior

45% 37% 80% 98% 62%3º pior 4º pior 29º pior 48º pior 9º pior

46% 36% 96% 73% 75%6º pior 3º pior 45º pior 18º pior 18º pior

28% 49% 72% 83% 56%pior 7º pior 19º pior 28º pior 3º pior

26% 29% 36% 58% 36%pior 2º pior 3º pior 16º pior pior

Tietê

Energia Natural Afluente (%MLT)

Subsistema NE

Paraná até

I. Solteira

Subsistema SE/CO

Bacia

Grande

Paranaíba

11

A geração térmica na região NE tem sido usada em larga escala a partir de 2013 em consequência das baixas afluências no rio São Francisco e nas bacias da região Sudeste/Centro-Oeste.

Geração Térmica na Região Nordeste

12

A geração térmica na região NE tem sido usada em larga escala a partir de 2013 em consequência das baixas afluências no rio São Francisco e nas bacias da região Sudeste/Centro-Oeste

Geração Térmica na Região Nordeste

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

jan

/13

fev/1

3

ma

r/1

3

ab

r/1

3

ma

i/1

3

jun

/13

jul/

13

ag

o/1

3

set/

13

ou

t/1

3

no

v/1

3

de

z/1

3

jan

/14

fev/1

4

ma

r/1

4

ab

r/1

4

ma

i/1

4

jun

/14

jul/

14

ag

o/1

4

set/

14

ou

t/1

4

no

v/1

4

de

z/1

4

jan

/15

fev/1

5

ma

r/1

5

ab

r/1

5

ma

i/1

5

(Mw

me

d)

Geração Térmica Mensal na Região Nordeste

2013 - 2014 - 2015

13

O recebimento de intercâmbio pela região Nordeste em 2013 e 2014atingiu 2.389 e 1.393 MWmed, representando 55% e 32%,respectivamente, da energia armazenada máxima desta região.

Recebimento de Intercâmbio pela Região Nordeste

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

jan

/13

fev/1

3

ma

r/1

3

ab

r/1

3

ma

i/1

3

jun

/13

jul/

13

ag

o/1

3

set/

13

ou

t/1

3

no

v/1

3

de

z/1

3

jan

/14

fev/1

4

ma

r/1

4

ab

r/1

4

ma

i/1

4

jun

/14

jul/

14

ag

o/1

4

set/

14

ou

t/1

4

no

v/1

4

de

z/1

4

jan

/15

fev/1

5

ma

r/1

5

ab

r/1

5

ma

i/1

5

(Mw

me

d)

Recebimento Mensal de Intercâmbio pela Região Nordeste

2013 - 2014 - 2015

14

Geração Eólica da Região Nordeste em 2014/2015

A geração eólica no período JAN/14 - MAI/15 representa um ganho de

34% no EARmax do Nordeste, equivalente a 9% do EARmax do Sudeste

Potência Instalada (SIN)

2015 = 6.000MW (maio)

2016 = 8.500MW

2019 = 16.000MW

475 469443

366384

714

1028

13001322

1573

1323

1476

1659

1367

1085

982

1575

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15

Ge

raçã

o E

óli

ca M

éd

ia (

MW

me

d)

Geração Eólica Nordeste (MWmed)

2014 - 2015

Geração Média Mensal (Mwmed)

Geração Média 2014-2015 (MWmed)

Geração Média = 1032 MWmed

15

Operação Hidroenergética do SIN – 2014/2015

Ações Necessárias:�Flexibilização dos requisitos de uso múltiplo da água e condicionantes ambientais,

com o objetivo de reduzir as inflexibilidades hidráulicas.

ObjetivoPreservar estoques armazenados nas cabeceiras dos Rios Grande,Paranaíba, Tocantins e São Francisco, utilizando recursos térmicos eenergéticos existentes nas regiões, visando garantir o atendimento aosrequisitos energéticos e de potência ao longo de 2014.

Bacia Usina Restrição Motivo Flexibilização

São FranciscoSobradinho / Xingó 1.300 m³/s

Captação de água

1.100 / 1.000 / 900 m³/s

Três Marias 500 m³/s 140 / 120 / 80 m³/s

Paraná Ilha Solteira / Três Irmãos 46 %VU

Hidrovia Tietê-Paraná

0 % VU

Tietê

Barra Bonita 48% VU 5 % VU

Promissão 29% VU5 % VU

5 % VU

Grande Mascarenhas de Moraes 75 %VU Captação de água 5 % VU

ParanáPorto Primavera 5.500 m³/s Requisito Ambiental 4.300 / 3.000 m³/s

Jupiá 4.000 m³/s Requisito Ambiental 3.700 / 2.500 m³/s

16

-10,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

Arm

aze

na

me

nto

(%

VU

)

Verificado (Defluência aprox 1100 m3/s)

Defluência aprox 1300 m3/s

Atingiria 0%VU em NOV

Ganhos com a Operação Adotada em 2014/2015Flexibilização da Defluência Mínima nas UHEs Sobradinho e Xingó

30

,7%

21,4

-9,3

17

Operação Hídrica dos Reservatórios deTrês Marias, Sobradinho e Itaparica

Os reservatórios de Três Marias, Sobradinho e Itaparica terminam equilibrados próximos aos 10% de VU ao final de novembro/2015

* Defluência de 900m3/s + 50m3/s para compensar os usos consuntivos

e perdas no trecho Sobradinho/Itaparica + Lago de Itaparica

Defluência

(m³/s)%VU

Defluência*

(m³/s)%VU

Defluência

(m³/s)%VU

31/05/2015

(partida)- 37,3% - 21,4% - 16,0%

jun-15 300 35,4% 950 19,5% 900 14,6%

jul-15 300 31,9% 950 16,9% 900 13,9%

ago-15 400 26,2% 950 14,5% 900 13,1%

set-15 500 18,9% 950 12,3% 900 12,4%

out-15 500 13,3% 950 9,7% 900 11,6%

nov-15 500 10,7% 950 10,2% 900 10,9%

Três Marias Três Marias Três Marias Três Marias SobradinhoSobradinhoSobradinhoSobradinho ItaparicaItaparicaItaparicaItaparica

18

Atendimento Energético ao NordesteJun/15 a Nov/15

(1) UHEs Cascata do São Francisco com defluência

mínima de 900 m3/s (2.800 MW) +

(2) Outras UHEs (500 MW) +

(3) Geração Eólica +

(4) Geração Térmica +/-

(5) Intercâmbio com outras Regiões

19

Qual a ENA necessária entre jun/15 e nov/15para atingir 10% EARmáx em nov/15?

Partindo de 27% EARmáx em 01/06/15, com GT em 2015 na base e defluência de Sobradinho = 900 m3/s: 52% MLT (0/83)

SE/CO

NE

ENA necessária - Jun/15 a Nov/15 - SE/CO e NE

Partindo de 36% EARmáx em 01/06/15, com GT em 2015 na base e intercâmbio S->SE de 1.000 MWmed: 67% MLT (3/83)

20

Qual a ENA necessária entre jun/15 e nov/15para atingir 20% EARmáx em nov/15?

Partindo de 27% EARmáx em 01/06/15, com GT em 2015 na base e defluência de Sobradinho = 900 m3/s: 74% MLT (10/83)

SE/CO

NE

ENA necessária - Jun/15 a Nov/15 - SE/CO e NE

Partindo de 36% EARmáx em 01/06/15, com GT em 2015 na base e intercâmbio S->SE de 1.000 MWmed: 83% MLT (16/83)

3. Avaliação do Atendimento

Energético 2016-2019

22

Evolução da Carga Própria de Energia 2015/2019 (MWmed)

OBS: Valores verificados até março/15; abril e maio/15 previstos no PMO de abril/15

23

Evolução da Carga 2015-2019 (MWmed)

(*) Macapá (Mai/15) e Boa Vista (Jun/17)

*

24

FONTE 2014 (MW) 2019 (MW) (MW)

Hidro 95.107 – 72,8% 113.910 – 67,7% 18.803 – 19,8%

Térmica 29.678 – 22,7% 37.470 – 22,3% 7.792 – 26,3%

Gás 11.831 – 9,0% 15.477 – 9,2% 3.646 – 30,8%

Biomassa 7.204 – 5,5% 8.668 – 5,2% 1.464 – 20,3%

Óleo 4.694 – 3,6% 4.731 – 2,8% 37 – 0,8%

Carvão 3.210 – 2,5% 3.550 – 2,1% 340 – 10,6%

Nuclear 1.990 – 1,5% 3.395 – 2,0% 1.405 – 70,6%

PCT 749 – 0,6% 1.649 – 1,0% 900 – 120,2%

Eólica 5.939 – 4,5% 15.946 – 9,5% 10.007* 268%

Solar - 895 – 0,5% -

Total 130.724 168.221 37.497 29%(*) 85% na Região Nordeste

Evolução da Matriz de Energia Elétrica por Fonte

25

TIPO 31/12/2014 31/12/2019CRESCIMENTO

2014-2019

MW % MW % MW %

Hidráulica 94.375 73,7 113.086 68,0 18.711 19,8

18.576 MW (99%) – UHEs sem ReservatórioUHE Belo Monte 11.000 MW

UHEs do Rio Madeira 3.532 MWUHEs do Rio Teles Pires 3.265 MWOutras 779 MW

135 MW (1%) - UHEs com Reservatório UHE São Roque 135 MW

18.576 MW (99%) – UHEs sem ReservatórioUHE Belo Monte 11.000 MW

UHEs do Rio Madeira 3.532 MWUHEs do Rio Teles Pires 3.265 MWOutras 779 MW

135 MW (1%) - UHEs com Reservatório UHE São Roque 135 MW

A Expansão da Oferta entre 2014 e 2019

26

Riscos de Déficit 2016/2019

SUBSISTEMA 2016 2017 2018 2019

Sudeste/Centro-Oeste

Qualquer Déficit 2,4 1,4 0,6 0,8

>1% da Carga 1,8 1,0 0,2 0,5

>5% da Carga 0,7 0,2 0,1 0,0

Sul

Qualquer Déficit 4,3 1,8 1,4 0,3

>1% da Carga 2,3 0,8 0,7 0,2

>5% da Carga 1,0 0,1 0,2 0,0

Nordeste

Qualquer Déficit 0,5 0,4 0,0 0,0

>1% da Carga 0,2 0,0 0,0 0,0

>5% da Carga 0,0 0,0 0,0 0,0

Norte

Qualquer Déficit 0,3 0,2 0,1 0,2

>1% da Carga 0,0 0,0 0,1 0,1

>5% da Carga 0,0 0,0 0,0 0,0

4. Planejamento Energético

de Longo Prazo – A Visão do

Operador

28

O Critério de Suprimento

Resolução CNPE 1/2004 -- Art. 2º -

Estabelece que o risco de insuficiência de oferta no

SIN não poderá exceder 5% em cada subsistema⇒⇒⇒⇒ Critério Físico

Portaria MME 258/2008 – Anexo 1.2 –

Estabelece que as garantias físicas são

calculadas com base no critério CMO = CME

⇒⇒⇒⇒ Critério Econômico

“Equilíbrio Estrutural (Expansão) é condição necessária,mas não suficiente para Equilíbrio Conjuntural (Operação)”

A expansão do sistema é feita

com um risco intrínseco de déficit, o que pode afetar,

no futuro, a operação do SIN

29

� Novas e grandes hidroelétricas localizadas distantes dos grandes centros de carga, exigindo extensos sistemas de transmissão para o transporte de grandes blocos de energia no período chuvoso e pequenos montantes nos períodos secos

� Essas novas hidroelétricas com grande capacidade de produção no período chuvoso, sem reservatório de acumulação, e baixa produção no período seco, propiciam uma acentuada sazonalidade da oferta

� Aumento considerável das fontes renováveis não convencionais, em especial a Energia Eólica

Características da Oferta Futura

30

� As demandas ambientais tem provocado restrições

para construção e operação de usinas hidráulicas

� A capacidade total dos reservatórios está sendo

mantida enquanto que a carga cresce em media 4%

ao ano

� Desta forma a energia armazenada nos reservatórios

em relação a carga total tem se reduzido a cada ano

� Capacidade de Regularização = Energia total

armazenada nos reservatórios (EARmax) / Carga

Total Mensal de Energia Elétrica (Carga)

Impactos das Demandas Ambientais

31

Características do Parque Hidráulico

32

A queda de regularização do SIN devido a restrições ambientais causa as seguintes consequências:

• Maior dependência do período úmido das bacias do SIN

• Necessidade de enchimento e esvaziamento dos principais reservatórios com periodicidade anual

• Redução da capacidade do SIN de armazenar a geração das fontes intermitentes

• Uso mais intenso de geração térmica para a garantia do suprimento energético e para o atendimento à ponta, com o consequente aumento dos custos de operação

• Aumento dos custos de expansão

Consequências da Queda da Regularização

33

Energia Armazenada SE/CO – 2001-2015

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

jan

/01

jul/

01

jan

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jul/

02

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jul/

03

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jul/

04

jan

/05

jul/

05

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jul/

06

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07

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08

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jul/

09

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10

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11

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jul/

12

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/13

jul/

13

jan

/14

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14

jan

/15

% E

AR

má

x

34

Energia Armazenada NE – 2001-2015

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100ja

n/0

1

jul/

01

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02

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03

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04

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jul/

05

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jul/

06

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07

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08

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09

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jul/

10

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jul/

11

jan

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jul/

12

jan

/13

jul/

13

jan

/14

jul/

14

jan

/15

% E

AR

má

x

35

A Visão do Operador

�A complementaridade com usinas térmicas é de

fundamental importância para enfrentar situações

hidrológicas adversas, considerando a expansão da

geração hidroelétrica predominantemente a fio d’água

�A realização de leilões de energia dirigidos para

determinadas regiões e/ou por tipo de fonte pode ser

uma alternativa para a expansão

�A progressiva expansão da interligação entre regiões

é fator positivo para a agregação de segurança ao

SIN. A ocorrência de contingências na malha de

transmissão, que levem à indisponibilidade de longa

duração, pode por em risco o atendimento energético

36

� Qual é o mix adequado e possível de fontes para

suprir a demanda de energia elétrica considerando

aspectos de segurança, eficiência e ambientais?

� Este mix deve incluir as fontes básicas e as

complementares:

• Hidráulicas com e sem reservatório

• Térmicas (gás + carvão + nuclear + óleo)

• Renováveis (eólica + solar + biomassa)

� Este mix, especialmente hidráulicas com reservatório + geração intermitente, maximiza os

benefícios técnicos e econômicos que podem ser

obtidos considerando as características de todas as

fontes disponíveis e possíveis de serem implantadas

Matriz Energética – Mix Adequado de Fontes

37

Equilíbrio entre contratação de hidrelétricas a fio

d’água devido a restrições ambientais X necessidade de expansão termelétrica eficiente para garantir o

atendimento energético e a ponta da carga

Equilíbrio entre contratação de hidrelétricas a fio

d’água devido a restrições ambientais X necessidade de expansão termelétrica eficiente para garantir o

atendimento energético e a ponta da carga

Qual o ponto ótimo de equilíbrio, em termos de modicidade tarifária, mínimo custo global da expansão

e operação, e redução da emissão de CO2?

Qual o ponto ótimo de equilíbrio, em termos de modicidade tarifária, mínimo custo global da expansão

e operação, e redução da emissão de CO2?

A Visão do Operador

5. A Riqueza do Nordeste em

Fontes Eólica e Solar

39

Velocidade Média (m/s) Anual de Vento no Brasil

40

Como Fonte de Energia há uma característica sazonal,

com a geração mensal variando durante o ciclo anual:

� Os maiores valores de geração ocorrem na 2ª parte

do ano durante o período seco dos rios e bacias

� A geração mensal é muito mais previsível do que a

geração diária e horária

� A produção anual das eólicas tem grande

previsibilidade o que pode reduzir a necessidade por

geração térmica e hidráulica

� Este benefício é tão maior quanto maior for o volume

de geração eólica

Geração Eólica como Fonte de Energia

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Geração Eólica Média Mensal na Regiões Nordeste e Sul

Geração Eólica como Fonte de Energia

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Radiação Solar Média (kWh/m2) Anual no Brasil

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LER SOLAR – 14/08/2015

Cadastro de 382 projetos com 12.528 MW

1. Bahia - 140 projetos - 4.409 MW

2. Piauí - 61 projetos - 2.000 MW

3. Rio Grande do Norte - 39 projetos - 1.332 MW

4. Minas Gerais - 36 projetos - 1.272 MW

5. São Paulo - 34 projetos - 1.250 MW

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Implantar parques de energia eólica e solar de forma integrada em um mesmo site, visando:• aproveitar a riqueza de vento e sol da região NE do Brasil• o uso compartilhado da rede de conexão e de transmissão• obter ganhos de eficiência• tornar estes projetos mais competitivos

Integração Eólica + Solar

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Obrigado!

Saulo Cisneiros

saulo@ons.org.br