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ABSTRACT
A apresentação mostra as características estruturais da matriz de energia elétrica brasileira, um perfil simplificado da Chesf no contexto atual e finalmente uma rápida abordagem sobre os principais desafios a serem enfrentados no planejamento da expansão de energia elétrica brasileira nos próximos anos.
Hidro
Hidro
termo
Hidrelétricas da Amazônia
Eólicas
Eólicas
Eólicas
Biomassa
Biomassa
Termo
Termo
Hidro Integração Energética Argentina/Uruguai
Integração Energética Venezuela
Integração Energética Bolívia/Perú
Termo
DIVERSIFICAÇÃO DA MATRIZ ELÉTRICA NACIONAL
GNL
GNL
GNL
GNL
Carvão Importado
ENA Norte
8.357 11.193 13.137 13.062 8.503 4.134 2.407 1.690 1.323 1.480 2.440 4.784
6.043
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
me
d
Calculadas a partir das médias
mensais de vazões de 1931 até 2001
multiplicadas pela produtibilidade
média dos reservatórios a 65% de
armazenamento
63,1% da
afl. anual
Média Anual
(MWmed)
Diferença entre Máx
e Mín: 9,9 para 1
ENA Norte
8.357 11.193 13.137 13.062 8.503 4.134 2.407 1.690 1.323 1.480 2.440 4.784
6.043
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
me
d
Calculadas a partir das médias
mensais de vazões de 1931 até 2001
multiplicadas pela produtibilidade
média dos reservatórios a 65% de
armazenamento
63,1% da
afl. anual
Média Anual
(MWmed)
Diferença entre Máx
e Mín: 9,9 para 1
ENA Nordeste
13.559 14.381 14.290 11.295 6.882 4.713 3.881 3.328 2.960 3.305 5.374 9.762
7.811
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
me
d
Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas
pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento
57,1% da
afl. anual
Média Anual
(MWmed)
Diferença entre
Máx e Mín: 4,8 para 1
ENA Nordeste
13.559 14.381 14.290 11.295 6.882 4.713 3.881 3.328 2.960 3.305 5.374 9.762
7.811
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
me
d
Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas
pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento
57,1% da
afl. anual
Média Anual
(MWmed)
Diferença entre
Máx e Mín: 4,8 para 1
ENA Sul
5.000 5.804 4.991 4.607 5.822 6.957 7.563 6.832 7.906 9.061 6.376 5.080
6.333
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
me
d
Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas
pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento
41,3% da
afl. anual
Média Anual
(MWmed)
Diferença entre
Máx e Mín: 2 para 1
ENA Sul
5.000 5.804 4.991 4.607 5.822 6.957 7.563 6.832 7.906 9.061 6.376 5.080
6.333
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
me
d
Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas
pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento
41,3% da
afl. anual
Média Anual
(MWmed)
Diferença entre
Máx e Mín: 2 para 1
ENA Sudeste
48.779 51.669 48.385 36.038 26.558 22.622 18.695 15.592 15.830 19.022 24.117 36.142
30.287
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
me
d
Média Anual
(MWmed)
Calculadas a partir das médias mensais
de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas
pela produtibilidade média dos reserva-
tórios a 65% de armazenamento
50,9% da
afl. anual
Diferença entre
Máx e Mín: 3,3 para 1
ENA Sudeste
48.779 51.669 48.385 36.038 26.558 22.622 18.695 15.592 15.830 19.022 24.117 36.142
30.287
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
me
d
Média Anual
(MWmed)
Calculadas a partir das médias mensais
de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas
pela produtibilidade média dos reserva-
tórios a 65% de armazenamento
50,9% da
afl. anual
Diferença entre
Máx e Mín: 3,3 para 1
Fonte: ONS
ENERGIA NATURAL AFLUENTE DAS REGIÕES
Subsistema – Nordeste
•Reservatórios de regularização plurianual
• Participação hidro decrescente
• Participação termo + renováveis
crescente
Subsistema – Sul
• Pequena capacidade de Armazenamento
•Participação hidro decrescente
•Participação termo + renováveis
crescente
Subsistema – Sudeste
•Reservatórios de regularização plurianual
• Participação hidro decrescente
•Participação termo + renováveis
crescente
Subsistema – Norte
• Hidro fio d’água
• Participação hidro crescente
Norte
Nordeste
Sudeste
Sul
Fonte: ONS
CARACTERÍSTICAS ATUAIS DOS SUB-SISTEMAS
1
2
3
6
4
7 8
5
10
9
65030/06/2010 Jatapu
32.950Total
45030/06/2010 Itacaiunas
1.10031/03/2009 Jari
2.00031/12/2008 Branco
65031/12/2008 Sucunduri
3.10031/09/2008 Araguaia
5.00030/06/2008 Juruena
3.00030/06/2008 Trombetas
3.00030/06/2008 Aripuanã
14.00031/07/2007 Tapajós
Potência a
inventariar
(MW)
Conclusão
dos
Estudos
Bacia
Hidrográfica
65030/06/2010 Jatapu
32.950Total
45030/06/2010 Itacaiunas
1.10031/03/2009 Jari
2.00031/12/2008 Branco
65031/12/2008 Sucunduri
3.10031/09/2008 Araguaia
5.00030/06/2008 Juruena
3.00030/06/2008 Trombetas
3.00030/06/2008 Aripuanã
14.00031/07/2007 Tapajós
Potência a
inventariar
(MW)
Conclusão
dos
Estudos
Bacia
Hidrográfica
1
2
3
4
6
5
8
7
9
10
USINAS HIDRELÉTRICAS DA REGIÃO NORTE COM ESTUDOS DE INVENTÁRIO EM ANDAMENTO
Fonte: Chesf
EMPREENDIMENTOS EÓLICOS NO NORDESTE - 2013
Beberibe – 25,2 MWTaiba-Albatroz– 16,5 MWParacuru – 23,4 MW
Canoa Quebrada (RV)– 10,5 MWCanoa Quebrada – 57MW
Foz do Rio Choró – 25,2 MWLagoa do Mato – 3,23 MWPraias de Parajuru – 28,8 MW
Formosa – 104,4MWIcaraizinho – 54 MW
Enacel – 31,5 MWBons Ventos– 50 MWPraia do Morgado – 28,8 MW
Colônia – 18,9 MWFaisa – 128,1 MW
Icaraí– 65,1 MWTaíba Águia – 23,1 MWTaíba Andorinha – 14,7 MW
Araras – 30 MWBuriti – 30 MW
Cajucoco – 30 MWCoqueiros – 27MWGarças– 30 MW
Lagoa Seca – 19,5 MWVento do Oeste – 19,5 MW
Dunas de Paracuru – 42MWEmbuaca – 25,2 MWIcaraí– 14,4 MW
Quixaba – 25,2MWMorro do Chapéu – 30 MW
Parazinho – 30 MWFormoso – 30 MWTiangua – 30 MW
Tiangua Norte – 30 MWVolta do Rio - 42MW
Pedra do Sal - 17,85 MW
Xavante – 4,25 MWMandacaru – 4,25MWSanta Maria – 4,25MW
Gravatá Fruitrade – 4,25MWPirauá – 4,25 MW
Areia Branca – 27,3 MWMar e Terra – 23,1 MWMiassaba – 50,4 MW
Rei dos Ventos – 97,2 MWMangue Seco – 100,8 MW
Aratuá – 14,4 MWCabeço Preto – 19,8 MWMorro dos Ventos – 144 MW
Eurus – 7,2 MWSanta Clara – 174 MW
Campo dos Ventos II – 30 MWEurus – 120 MWCabeço Preto IV – 19,8 MW
Serra de Santana – 77,4 MWAsa Branca – 240 MW
Costa Branca – 20,7 MWDreen – 72,6 MWJuremas – 16,1 MW
Macacos – 20,7 MWPedra Preta – 20,7 MW
Renascença – 150 MWVentos de São Miguel – 30 MWAratua III – 28,8 MW
Farol – 19,8 MWCalango – 150 MW
Arizona I – 28 MWMel II – 20 MWAlegria – 151,8 MW
Macaúbas – 30 MWNovo Horizonte – 30 MWPedra do Reino – 30 MW
Seabra – 30 MWPajeu Do Vento – 24 MW
Planaltina – 25,5 MWAlvorada – 7,5 MWCandiba – 9 MW
Guanambi – 16,5 MWGuirapá – 27 MW
Igaporã – 30 MWIlheus – 10,5 MWLicinio de Almeida – 22,5 MW
Nossa Senhora Conceição – 24 MWPindai – 22,5 MW
Porto Seguro – 6 MWRio Verde – 30 MWSerra Do Salto – 30 MW
Cristal – 30 MWPrimavera –30 MW
São Judas – 30 MWPedra do Reino III – 18 MWDa Prata – 19,5 MW
Dos Araças – 30 MWMorrão – 30 MW
Seraima – 30 MWTanque – 24 MWVentos do Nordeste – 19,5 MW
Pedra Branca – 28,8 MWSão Pedro do Lago – 28,8 MW
Sete Gameleiras – 28,8 MWCaetité – 60 MWCasa Nova – 180 MW
Barra dos Coqueiros- 30MW
Millennium – 10,2 MWAlbatroz - 4,5MWAtlântica - 4,5MW
Camurim - 4,5MWAlandra – 5,4 MW
Vitória – 4,5 MW
Caravela - 4,5MWCoelhos Ia IV- 18MWMataraca- 4,5MW
Presidente - 4,5MW
Fonte: Chesf
EMPREENDIMENTOS TÉRMICOS - 2013
UTE Jaguarari - 101 MW
UTE MC2 Senhor do Bonfim - 176 MW
UTE Altos - 13 MW
UTE Campo Maior - 13 MW
UTE Marambaia - 13 MW
UTE Nazária - 13 MW
UTE Vale do Açu - 368 MW
UTE Potiguar - 53 MW
UTE Potiguar III - 66 MW
UTE TermoBahia - 190 MW
UTE Fafen - 138 MW
UTE TermoCamaçari - 347 MW
UTE Camaçari MI - 148 MW
UTE Camaçari PI - 148 MW
UTE Global I - 144 MW
UTE Global II - 148 MW
UTE Bahia I – 30 MW
UTE MC2 Camaçari I - 176 MW
UTE MC2 Catu - 176 MW
UTE MC2 Dias Davila I - 176 MW
UTE MC2 Dias Davila II - 176 MW
UTE MC2 Feira de Santana - 176 MW
UTE TermoPernambuco - 530 MW
UTE Pau Ferro I - 94 MW
UTE Petrolina - 136 MW
UTE Termomanaus - 142 MW
UTE TermoCabo – 50 MW
UTE TermoNordeste – 171 MW
UTE SUAPE II – 350 MW
UTE Pernambuco IV – 200 MW
UTE Campina Grande - 164 MW
UTE TermoParaiba - 171 MW
UTE Sta. Rita de Cássia – 175 MW
UTE Itapebi - 138 MW
UTE Monte Pascoal - 138 MW
UTE TermoFortaleza - 407 MW
UTE TermoCeará - 220 MW
UTE José de Alencar - 300 MW
UTE Aracati - 11 MW
UTE Baturité - 11 MW
UTE Caucaia - 15 MW
UTE Crato - 13 MW
UTE Enguia Pecem - 15 MW
UTE Iguatu - 15 MW
UTE Juazeiro - 15 MW
UTE Maracanau I – 162 MW
UTE Maracanau II – 70 MW
UTE MPX - 700 MW
UTE Porto de Pecém II – 360 MW
MATRIZ ELÉTRICA NACIONAL - 2015 - 2030
ANO 2015 ANO 2020
2025 2030
Hidro S/SE/NE
58%
Hidro Norte13%
Óleo8%
Gás7%
GNL2%
Nuclear1%
Carvão2% Biomassa
5%
Eólica4%
Hidro S/SE/NE
49%
Hidro Norte20%
Óleo6%
Gás9%
GNL1%
Nuclear2%
Carvão2%
Biomassa5% Eólica
6%
Hidro S/SE/NE
42%
Hidro Norte23%
Óleo5%
Gás7%
GNL1%
Nuclear4%
Carvão3%
Biomassa6%
Eólica9%
Hidro S/SE/NE
37%
Hidro Norte26%
Óleo4%
Gás6%
GNL1%
Nuclear5%
Carvão5%
Biomassa6%
Eólica10%
MATRIZ ELÉTRICA NACIONAL 2015-2030
J F M A M J J A S O N D
Gmin %
Gmax
Geração Usinas hidrelétricas do Norte
Gmin
Gmax
Geração Usinas Hidrelétricas – Sudeste/Nordeste
SAZONALIDADE DAS HIDRELÉTRICAS
Gás Natural ( Flexível) – Modulação Sazonal
J F M A M J J A S O N D
X %
100 %
90 %
0 h 24 h
Gmin
100%
Gás Natural ( Flexível) – GNL – Modulação Horária
USINAS TERMELÉTRICAS A GÁS NATURAL OU GÁS NATUARAL LIQUEFEITO IMPORTADO - GNL
J F M A M J J A S O N D
X %
100 %
90 %
Diesel ou Óleo Combustível – Modulação Sazonal
0 h 24 h
Gmin
100%
Diesel ou Óleo Combustível – Modulação Horária
USINAS TERMELÉTRICAS A DIESEL OU A ÓLEO COMBUSTÍVEL
J F M A M J J A S O N D
100 %
X %
90 %
0 h 24 h
90 %
Carvão Importado – Modulação Sazonal
Carvão Importado – Modulação Horária
CARVÃO IMPORTADO
0 h 24 h
90 %
Geração Nuclear – Modulação Horária
90 %
Geração Nuclear – Modulação Sazonal
J F M A M J J A S O N D
GERAÇÃO NUCLEAR
TRANSMISSÃO
44.200 MVA, em 101 Instalações
POTÊNCIA INSTALADA - TRANSFORMAÇÃO
18.800 km ~ 19 % do Brasil (≥ 230 kV)
10.618 MW ~ 10,94 % do Brasil
POTÊNCIA INSTALADA - PRODUÇÃO
10 Concessionárias
12 Consumidores Industriais (ACR)
14 Consumidores Industriais (ACL)
CLIENTES NO NORDESTE
27 Concessionárias
81 Comercializadoras
CLIENTES NAS DEMAIS REGIÕES DO BRASIL
PERFIL DA CHESF
10.618 MW 14 Usinas Hidrelétricas 1 Usina Térmica
Linhas Transmissão
18.340 Km
98 subestações
CAPACIDADE DE GERAÇÃO INSTALADA
Hidráulica 10.268
Térmica 350
TOTAL 10.618
MARKET SHARE DA CHESF EM RELAÇÃO AO SISTEMA NACIONAL
19,00%
Brasil 14,94%
Brasil
Chesf
KM DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
Brasil 99.649
Chesf 18.800
Market Share 19%
MVA DE TRANSFORMAÇÃO
Brasil 222.119
Chesf 44.200
Market Share 20%
CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO EM MW
Brasil 97.001
Chesf 10.618
Market Share 10,94%
Chesf
20,00%
Brasil
Chesf
Itá
Manaus
S. Antônio
Abunã
Jirau Rio Branco
Santarém S.Maria
V.Conde Altamira
Itaituba Tucuruí São Luiz
Marabá
Colinas
Miracema Sobradinho
Irecê Sinop
Ji - Paraná
Colorado
Jauru
Cuiabá
Gurupi
S.Mesa
Rianópolis
Marimbondo
C.Alta
Gov.Mang
Vitória
Itaipu
Candiota
Porto Alegre
Curitiba
Blumenau
Garabi C.Novos
Fortaleza
Natal Açu
Salvador
Maceió Xingo
Aracaju
BH
Recife
P.Dutra S.J.Piaui
Imperatriz Teresina
Sec MG Sec SP
Itá
Manaus
Madeir
a Abunã
Rio Branco
S.Maria
V.Conde
Itaituba Tucuruí São Luiz
Marabá
Colinas
Miracema Sobradinho
Irecê Sinop
Ji - Paraná
Colorado
Jauru
Cuiabá
Gurupi
S.Mesa
Rianópolis
Gov.Mang
Vitória
Itaipu
Candiota
Porto Alegre
Curitiba
Blumenau
Garabi C.Novos
Fortaleza
Natal Açu
Salvador
Maceió Xingo
Aracaju
BH
Recife
P.Dutra S.J.Piaui
Imperatriz Teresina
Ribeirãozinho
LT 600 KV CC Porto Velho – Araraquara
Estações Retificadora/Inversora
UHE Jirau 3300 MW
Santarém
Altamira
LT 500 kV Oriximiná- Silves -
Lechuga 581 km
UHE Dardanelos
261 MW
LT 500 kV Colinas – Gurupi – Peixe – S. Mesa 2
623 km
Terminal Centro
CHESF PARTNERSHIP VENTURES
UHE Belo Monte 11233 MW
CGE 90 MW
EMPREENDIMENTOS EM SOCIEDADES
LT 500KV TERESINA-SOBRAL-FORTALEZA
544 km
LT 500KV L.GONZAGA –
GARANHUNS – PAU-FERRO E
GARANHUNS – C.GRANDE
658 km
Sobral
• Usinas hidrelétricas da Amazônia serão a fio d água com despacho máximo inflexível no período úmido do ano e com despacho mínimo no período seco;
• Usinas termelétricas a Gás Natural a partir das reservas de gás nacionais ou a partir do Gás Natural Liquefeito Importado – GNL;
• Usinas termelétricas Nucleares e Carvão Mineral com fatores de inflexibilidade da ordem de 85% e 70%, respectivamente;
• Integração energética da América Latina, através da interligação ao Sistema Interligado Nacional de usinas hidrelétricas localizadas no Peru, Bolívia e Argentina;
CENÁRIOS DE EXPANSÃO DO PARQUE GERADOR BRASILEIRO
• Usinas termelétricas a biomassa na região Sudeste com geração máxima inflexível durante o período da safra e, praticamente nula na entre safra;
• Usinas eólicas nas regiões Sul e Nordeste com geração inflexível nos três patamares de carga;
• Perspectiva de conversão para Gás Natural das Usinas termelétricas a Óleo Combustível da região Nordeste (Ampliação da Malha de Gasodutos ou Ampliação da Rede de Transmissão).
CENÁRIOS DE EXPANSÃO DO PARQUE GERADOR BRASILEIRO
IMPORTÂNCIA DO PLANEJAMENTO INTEGRADO GERAÇÃO - TRANSMISSÃO
• Necessária a elaboração de análises cada vez mais detalhadas do comportamento temporal da fontes de energia e de suas interações através do sistema de transmissão;
• Necessária a elaboração de análises considerando aspectos de incertezas, uma vez que diferentes cenários para o parque gerador podem implicar em mudanças substanciais nas decisões referentes à expansão do sistema de transmissão;
• O planejamento da expansão da geração e transmissão realizado de forma integrada minimiza o custo total do sistema para o consumidor final;
• Diferentes tecnologias de geração têm usos de diferentes transmissão;
• No cenário de diversificação da matriz elétrica, as interligações regionais terão um papel relevante na otimização do suprimento energético ao país;
• A avaliação do grau de importância da transmissão dependerá de estudos que identifiquem a relação entre o custo de implantação de fontes locais e o custo desta transmissão, especialmente à parcela relativa à confiabilidade.
IMPORTÂNCIA DO PLANEJAMENTO INTEGRADO GERAÇÃO - TRANSMISSÃO
EVOLUÇÃO DA FUNÇÃO DA TRANSMISSÃO
A FUNÇÃO TRANSPORTE Levar a geração das usinas para os centros de carga;
Pouca influência dos aspectos energéticos na concepção e dimensionamento dos sistemas de transmissão.
A FUNÇÃO OTIMIZAÇÃO Propiciar a otimização da operação do sistema hidrotérmico
interligado nacional;
Estreita interação entre os estudos elétricos e energéticos para a concepção e dimensionamento das interligações regionais.
A FUNÇÃO INTEGRAÇÃO Propiciar a integração da matriz energética nacional permitindo a
gestão ótima da utilização de todas as fontes primárias para a geração de energia elétrica disponível no país.