XIV CBE - MESA 2 - Francisco Arteiro - 23 outubro 2012

1A energia que liga o PaísA energia que liga o País

Rio de Janeiro, 23/10/2012

Desafios do Operador Nacional do Sistema Elétrico com as Fontes Limpas na Matriz de

Energia Elétrica

XIV Congresso Brasileiro de Energia

“Mesa 2 – Energia Limpa: Viabilidade e Desafios”

Francisco ArteiroDiretor de Planejamento e

Programação


Visão Geral do Sistema Interligado Nacional – SIN

Fontes Limpas X Intermitência

Planejamento e Programação da Operação do SIN

O Presente e o Futuro - Desafios

Sumário da apresentação

3

Visão Geral do

Sistema Interligado Nacional - SIN


Características Gerais do SIN

• O SIN cobre dois terços do território nacional: 5 milhões de km², estendendo-se do Pará ao Rio Grande do Sul.

• O SIN atende cerca de 98% do consumo de energia elétrica do país.

• Geração hidroelétrica é predominante: cerca de 74,6% da capacidade instalada.

• Geração térmica complementar com diversas fontes: nuclear, carvão, gás natural, óleo combustível, diesel = cerca de 20%.

• Pequena participação (~4%) de outras fontes renováveis: eólicas e biomassa.

• Rede Básica de Transmissão (≥ a 230 kV) com grande extensão.

Sistemas Isolados

SistemaInterligadoNacional

+3.400km

+3.

400k

m


Características da Produção Hidráulica

Múltiplos proprietários: 35 empresas públicas e privadas têm 141 usinas hidro (>30MW) em 14 bacias hidrográficas – 85.690 MW.

Há atualmente 69 usinas com reservatório (regulação mensal ou acima), 68 a fio d’água e 4 usinas de bombeamento.

Com as novas usinas em construção, as hidroelétricas totalizarão 103 GW em 2016.

Interdependência entre usinas e bacias para produção requer a coordenação centralizada da operação do SIN.

Múltiplos proprietários: 35 empresas públicas e privadas têm 141 usinas hidro (>30MW) em 14 bacias hidrográficas – 85.690 MW.

Há atualmente 69 usinas com reservatório (regulação mensal ou acima), 68 a fio d’água e 4 usinas de bombeamento.

Com as novas usinas em construção, as hidroelétricas totalizarão 103 GW em 2016.

Interdependência entre usinas e bacias para produção requer a coordenação centralizada da operação do SIN.

Cemig

Furnas

AES-Tiete

CESP

CDSA

Consorcios

Copel

Tractebel

ITAIPUBINACIONAL

Rio Grande

Rio ParanaibaRio Tietê

Rio Paranapanema

Rio Iguaçu

Jacui

Paraíba do Sul

Uruguai

Grande

Paranaíba

Iguaçu

Tocantins

Xingu

São Francisco

Parnaíba

Paranapanema

Paraguai

Madeira

Integração de Bacias

Paraná/Tietê


A Importância Estratégica da Transmissão

• Rede Básica tem múltiplos proprietários: 72

• Além da função transporte de energia das usinas aos centros de carga, permite: a otimização econômica

do uso dos recursos energéticos do SIN

melhoria da segurança elétrica

Extensão de linhas de transmissão ≥ 230 kV (km)

ano 2002 2010 2012 2019

km 72.500 98.649 116.000 132.379 (*)(*) Fonte EPE

7

Fontes Limpas

Intermitência

8A energia que liga o País

ENA Norte

ENA Nordeste

ENA Sudeste/C.Oeste

ENA Sul

Variabilidade e Sazonalidade Hidrológica

MWmed


S: 19.6186,8%

NE: 51.85918.1%

N: 14.2675,0%

287.009 MWmêsTotal do SIN

xxx.xxx MWmêsxx,x % do SIN

Legenda:Cap.armazenamento

SE: 201.26570,1%

Diversidade do Armazenamento


,

44 IMPACTOS DO USO DO POTENCIAL HIDRELÉTRICO POR REGIÃO

10

113GW43%

113GW43%

Riscos de inundação de grandes áreas de florestas tropicais

Conflito de usos: navegação, agricultura,

terras indígenas e biodiversidade

Riscos de inundação de grandes áreas de florestas tropicais

Conflito de usos: navegação, agricultura,

terras indígenas e biodiversidade

36GW14%

36GW14%

26GW11%

26GW11%

Escassez e poucos rios perenes

Conflitos de uso: agricultura (irrigação)

Escassez e poucos rios perenes

Conflitos de uso: agricultura (irrigação)

43GW16%

43GW16%

42GW16%

42GW16%

Enchentes e poluição agruindustrial, rios fronteiriços

Conflitos de uso: agricultura e turismo

Enchentes e poluição agruindustrial, rios fronteiriços

Conflitos de uso: agricultura e turismo

Perspectiva de Geração Hidroelétrica


Fonte : ONS Ref. Maio/2011

-

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

p.u.

(MW

mês

/MW

ano)

SIN - Complementaridade entre as fontesAno 2015 (Base PEN 2011)

PCT EOL UHEs

Período seco do SIN

Safra da cana-de-açucar

Eólicas

11

Sinergia das diversas Fontes

Complementaridade Média Anual

Bio

12A energia que liga o PaísA energia que liga o País 12

Sinergia das diversas Fontes

Complementaridade Verificada


Região NE

- Ventos alísios

- predomínio de SE - constantes ao longo do ano

Região Sul

- afetada por vários sistemas meteorológicos

- variações bruscas de intensidade e direção

Características do Vento


Perspectiva de Geração Eólica no Brasil


Projeto Inédito no Brasil

Contratação do INESC/Porto

Suporte técnico e transferência de tecnologia à UFPE/FADE

Simulação de casos em plataforma própria para estabelecimento de “benchmarking”

“road map” para evolução e desenvolvimento continuado do sistema de previsão

Região NE - Previsão de Geração Eólica

Previsão Eólica - Estado da Arte


Mínimo diário 1º Sem/2011: 2,6 MWmed

Máximo diário 1º Sem/2011: 218,2 MWmed





Acompanhamento Geração Eólica – Região Sul








Acompanhamento Geração Eólica – Região NE


04/09/2012 05/09/2012

Acompanhamento Geração Eólica – Região Sul


13/09/2012 14/09/2012

Acompanhamento Geração Eólica – Região NE


Integração das Fontes Renováveis Alternativas

Geração Eólica (Modalidade geração dispersa):

•Desenvolver modelos de previsão de geração (até 72 horas antes) a partir do acompanhamento dos dados históricos, das previsões das condições climáticas e dos dados topográficos;

•Estabelecer estratégias de reserva de potência, para fazer frente ao caráter intermitente do vento e as imprecisões da previsão (particularmente para variações bruscas de vento);

•Acompanhamento de desempenho dinâmico do conjunto de parques eólicos conectados a um mesmo barramento da rede elétrica, em função do eventual valor baixo de relação de curto-circuito;

•Estabelecimento de requisitos de supervisão de forma a “enxergar” a geração eólica em montante adequado;

•Avaliação de centros de despacho regionais para concentrar a operação e relacionamento de um conjunto destas fontes com o operador do sistema;

•Monitoração de valores de indicadores de qualidade de energia elétrica, principalmente os indicadores de distorção harmônica e flutuação de tensão.


Avaliação dos impactos decorrentes das intermitências relacionadas à operação em regime normal de grandes montantes de geração eólica regionalizada.

Necessidade de reserva adicional de potência nas usinas hidrelétricas.

Necessidade de recursos extras de controle rápido de tensão nas grandes interligações.

Necessidades de novas soluções estruturais robustas o suficiente para possibilitar troca de grandes montantes de geração com mínimo impacto na frequência e tensões da rede.

Avaliação dos impactos decorrentes de contingências na rede, especialmente nas interligações, buscando evitar sua propagação.

Avaliação dos impactos decorrentes das intermitências relacionadas à operação em regime normal de grandes montantes de geração eólica regionalizada.

Necessidade de reserva adicional de potência nas usinas hidrelétricas.

Necessidade de recursos extras de controle rápido de tensão nas grandes interligações.

Necessidades de novas soluções estruturais robustas o suficiente para possibilitar troca de grandes montantes de geração com mínimo impacto na frequência e tensões da rede.

Avaliação dos impactos decorrentes de contingências na rede, especialmente nas interligações, buscando evitar sua propagação.

Questões Relevantes


Perspectiva de Geração Solar no Brasil

Fonte: Atlas Brasileiro de Energia Solar – INPE/2006

Valores anuais médios da irradiação solar do Brasil:

1.550 a 2.370 kWh/m²

Valores de referência no mundo:

Média Europa: 1.200 kWh/m²

Oriente Médio:

1.800 – 2.300 kWh/m²


Intermitência da Geração Solar


Perspectiva de Geração Biomassa no Brasil

Fonte: Única/COGEN 2009

25

Planejamento e Programação da Operação do SIN


Repartir adequadamente a geração entre usinas termoelétricas, e hidroelétricas a fim de minimizar o custo da operação, respeitando-se as restrições operativas

O “Problema” da operação ótima e segura

Abatidas da carga

Outras Fontes

Custo de operaçãoCVU

($/MWh)

Condições hidrológicas (m3/s)


Operação Hidrotérmica - Desafios

Decisão FuturoAfluências Consequências

Úmidas

Secas

Úmidas

Secas

Usar Água

Guardar Água

OK

OK

Ações do ONS para evitar déficit

Vertimento =Desperdício

Geração TérmicaMinimizada

Geração TérmicaMaximizada


Novos paradigmas da abordagem do “Problema”

Corte de carga (déficit)

Geração Térmica

Geração Hidráulica

Intercâmbio entre regiões

OBJETIVO:

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

Restrições operativasRestrições hidráulicasSujeito a

Restriçõesde SegurançaOperativa(CAR/POC)


Geração Térmica(Recurso

Previsível)

GT Inflexível

GT Flexível

• Independem do CVU

• Aumentam a segurança

• Normalmente despachadas

• Aumentam segurança

CVU baixoCVU baixo

• Despachadas por ordem de mérito somente a partir da caracterização de condições hidrológicas adversas

• Utilizadas por segurança energética quando da aplicação de POCP

CVU altoCVU alto

Características da Oferta TérmicaCaracterísticas da Oferta Térmica

Novos paradigmas da abordagem do “Problema”

“Esvaziam os reservatórios”


Planejamento e Programação da Operação

Etapas de Estudos e Cadeia de Modelos Matemáticos

Médio prazo

Curto prazo

Programação diária

horizonte: 1 mêsetapas: semanais

horizonte: 1 a 4 diasetapas: ½ hora

horizonte: 5 anosetapas: mensais

NEWAVE

DECOMP

DESSEM

PEN

PMO

PDE

PEN Plano Energético Anual

PMO Programa Mensal da Operação PDE Programa Diário Eletroenergético

Mais incertezas e menos detalhes

Menos incertezas e mais detalhesfuturofuturo

revisões

revisões semanais

revisões diárias


Planejamento de Médio PrazoFunção de Custo Futuro

Planejamento de Médio PrazoFunção de Custo Futuro

Análise das Condições de Atendimento à Carga;

Estimativas de CMO, Intercâmbios, Geração Térmica, Evolução Armazenamento

Cadeia do Planejamento e Programação da Operação Energética – Produtos

AgentesAgentesDeck

NewaveDeck

Newave

Calculo PLDCalculo PLD

MME / CMSE / ANEELMME / CMSE / ANEEL

Programação Diária– Diretrizes Eletroenergéticas

Programação Diária– Diretrizes Eletroenergéticas

Despacho Térmico; Intercâmbio entre Subsistemas

CMO por Subsistema / Patamar

Metas de Geração e Armazenamento por Usina

Planejamento de Curto Prazo– Políticas Energéticas

Planejamento de Curto Prazo– Políticas Energéticas

Previsão de Carga; Programa de Geração (Hidro + Termo)

Intercâmbio entre subsistemas

Diretrizes Eletroenergéticas para Operação em Tempo Real

DeckDecomp

DeckDecomp

PENPEN

PMOPMO1 mês a frente

1 dia a frente

1 ano a 5 anos a frente

32

ReservatórioReservatórioSubestaçãoSubestação

Casa de ForçaCasa de Força

VertedouroVertedouro

Vazão Vazão TurbinadaTurbinada

e taxa de e taxa de variação variação máximamáxima

Vazão VertidaVazão Vertida

e taxa de variação e taxa de variação máximamáxima

Vazão Vazão DefluenteDefluente


BarragemBarragem

NA NA JusanteJusante


Nível d’água MínimoNível d’água Mínimo

Nível d’água MáximoNível d’água Máximo Taxa de Variação Máxima de NívelTaxa de Variação Máxima de Nível

Restrições Hidráulicas na Operação do SIN

33

TURBINA

AFLUÊNCIAAFLUÊNCIA

CASA DE FORÇA

GERADORGERADOR

CANAL DE FUGA

DEFLUÊNCIADEFLUÊNCIA

N.A.min

restrição de volume (hm3)

restrição elétrica (MW)

restrição de defluência (m3/s)

~ 99 restrições

~ 35 restrições

~ 117 restrições

Restrições Hidráulicas na Operação do SIN

Situação atual

34

USOS MÚLTIPLOS DA ÁGUA

CONDICIONANTES AMBIENTAIS

CONTROLE DE CHEIAS

hidroviassaneamento

controle de cheias

Natureza das Restrições Hidráulicas

35

O Futuro

Desafios


Modelo de Expansão da Oferta

Preços dos Contratos

resultados de leilões

Preços dos Contratos

Livremente negociados

A totalidade do mercado deve estar 100% contratada.A totalidade do mercado deve estar 100% contratada.

LEN A - 3LEN A - 5Leilões Projetos Estruturantes, LER/LFA (Eólicas, Biomassa, Solar)

Definem as características da OfertaDefinem as características da Oferta


A Matriz de Energia Elétrica – 2012 a 2016 (*)

Tipo2011 2016

Crescimento 2011-2016

MW % MW % MW %

Hidráulica 87.791 78,7 103.447 71,2 15.656 18

Nuclear 2.007 1,8 3.395 2,3 1.388 69

Gás / GNL 9.263 8,3 12.686 8,7 3.423 37

Carvão 1.765 1,6 3.205 2,2 1.440 82

Biomassa 4.999 4,5 6.811 4,7 1.812 36

Óleo / Diesel

4.451 4,0 7.657 5,3 3.206 72

Eólica 1.342 1,1 8.176 5,6 6.834 509

Total 111.618 100 145.377 100 33.759 29

(*) Objeto de Leilões de Energia Nova (A-3, A-5, LER, LFA, Leilões Estruturantes)


Geração Eólica – 2012 a 2016

SIN [MW]TOTAL 6.265,03241 EMPREENDIMENTOS

Montante Contratado [MW]2º LER/2009 (2012) 323,602º LFA/2010 (2013) 150,003º LER/2010 (2012) 261,00

12º LEN A-3/2011 (2014) 265,604º LER/2011 (2014) 148,80

13º LEN A-5/2011 (2016) 149,90TOTAL 1.298,90


12º LEN A-3/2011 (2014) 52,804º LER/2011 (2014) 405,36

13º LEN A-5/2011 (2016) 321,80TOTAL 2.385,63

Montante Contratado [MW]2º LER/2009 (2012) 543,002º LFA/2010 (2014) 150,00

12º LEN A-3/2011 (2014) 103,604º LER/2011 (2014) 174,50

13º LEN A-5/2011 (2014) 328,00TOTAL 1.299,10

Montante Contratado [MW]2º LER/2009 (2012) 30,00

TOTAL 30,00


12º LEN A-3/2011 (2013) 492,004º LER/2011 (2014) 132,40

13º LEN A-5/2011 (2015) 119,60TOTAL 1.040,20

Montante Contratado [MW]13º LEN A-5/2011 (2016) 57,60

TOTAL 57,60


TOTAL 75,60


TOTAL 78,00

(ano) = ano de entrega


Geração a Biomassa – 2012 a 2016

SIN [MW]TOTAL 1.160,0320 EMPREENDIMENTOS

Montante Contratado [MW]1º LER 2008 (2012) 257,534º LER 2011 (2014) 50,00

13º LEN A-5/2011 (2014) 50,00TOTAL 357,53

Montante Contratado [MW]1º LFA A-3/2007 (2012) 20,00

TOTAL 20,00

Montante Contratado [MW]1º LFA A-3/2007 (2012) 50,00

1º LER 2008 (2012) 162,002º LFA A-3/2010 (2013) 25,00

3º LER 2010 (2013) 33,004º LER 2011 (2012) 187,00

TOTAL 457,00

Montante Contratado [MW]1º LER 2008 (2013) 72,704º LER 2011 (2012) 30,00

TOTAL 102,70

Montante Contratado [MW]4º LER 2011 (2014) 30,00

12º LEN A-3/2011 (2014) 67,80TOTAL 97,80


TOTAL 45,00


TOTAL 80,00

(ano) = ano de entrega


Evolução do Volume Útil Acumulado e da Potência Instalada (Geração Hidráulica) no SIN

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2014

Po

tên

cia

In

sta

lad

a - H

idro

(MW

)

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Vo

lum

e Ú

til (1

00

0 h

m3 )

Potência Instalada

Volume Útil

Três Marias -15,3 .

103hm3

Furnas

- 17,2 . 103hm3

Os 13 maiores reservatórios identificados na figura possuem volume útil maior que 5 x 103 hm3 e, juntos, correspondem a 74% do Volume Útil total acumulado no

Nova Ponte

- 10,4 . 103hm3

Serra da Mesa

- 43,3 . 103hm3

Emborcação

- 13,1 . 103hm3

Tucuruí

- 39,0 . 103hm3

Ilha Solteira eTrês Irmãos - 16,3 .

103hm3

Marimbondo - 5,3 .

103hm3

Capivara - 5,7 . 103hm3

Sobradinho - 28,7 . 103hm3

São Simão - 5,5 . 103hm3

Á. Vermelha - 5,2 . 103hm3

Itumbiara - 12,5 . 103hm3

Crescimento no Período 2000-2014

Potência Instalada -> 47,2% Volume Útil -> 10,8%

Perda da Capacidade de Regularização


Evolução do Grau de Regularização SIN

5,6 5,5

5,4

5,1 5,0

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

250.000

260.000

270.000

280.000

290.000

300.000

310.000

320.000

330.000

2012 2013 2014 2015 2016

EA

RM

AX

/CA

RG

A (

mes

es d

e es

toq

ue)

*

EA

RM

AX

(MW

mês

)

ENERGIA ARMAZENADA MÁXIMA X GRAU DE REGULARIZAÇÃO

*Estão abatidas a inf lexibilidade térmica e a geração das usinas não simuladas.

Plano Decenal 20202020

Meses de estoque

Capacidade de estoque


SUL - Oferta (MWmed) 2013 2014 2015 2016

UHE TOTAL 6.933 6.945 7.015 7.266

UTE TOTAL 1.374 1.374 1.374 1.374

PCHs, PCTs e UEEs 1.028 1.254 1.291 1.331

OFERTA TOTAL 9.335 9.573 9.680 9.971

CARGA 10.483 10.873 11.278 11.698

BALANÇO (1.148) (1.300) (1.598) (1.727)

LER (1º, 2º e 3º) 54 87 116 116

Balanço com LER (1.094) (1.213) (1.482) (1.611)

Balanço Estático de Garantias Físicas - Sul

Plano da Operação 2012/2016 – PEN 2012 (agosto)


~~~~

~~CargaGH

Gernão simuladas

GT

Obs.1: Pior ENA do histórico = 34% MLT.Obs.2: Cerca de 21% MLT no período abr - junho em 2006 e 2009.Obs.3: Considera a indisponibilidade da LT 500 kV C2 Ibiuna-Bateias (limite 7.200 MW rede completa a partir da entrada da LT Foz – Cascavel do Oeste em dez/11)

Importação

Balanço Estático do Sul em Situações CríticasPEN 2012 - Agosto

(MWmed) 2012 2013 2014 2015 2016

Carga 10.106 10.483 10.873 11.278 11.698

GTmax 1.417 1.535 1.511 1.511 1.511

Intercâmbio 5.300 5.300 5.300 5.300 5.300

Não simuladas 907 1082 1341 1407 1447

ENA necessária* 2.482 2.566 2.721 3.060 3.440

% MLT 28% 29% 31% 35% 39%

* Necessária para fechar o balanço (MWmed/%MLT)


Desafio de Geração de Médio Prazo – Leilões Regionais por Fonte

Comentário:1) Default estrutural de oferta na região Sul é suprido por importação de energia do Sudeste. Condições hidrológicas adversas em outras regiões e/ou indisponibilidades nas interligações inter-regionais podem limitar a capacidade de exportação para a Região Sul

2) Aumento da capacidade de exportação do Sudeste através de expansão da transmissão é recomendável, ainda que não equacione completamente a questão

Com isso, recomenda-se avaliar leilão regional por fonte, em situações especiais


Características das Usinas da Amazônia

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembromáximo 3283,5 3283,5 3283,5 3283,5 3283,5 3283,5 3089,1 2705,5 2479,5 2433,4 2793,4 3262,7média 3084,2 3013,5 2799,4 2847,1 3083,9 2709,5 1900,2 1223,9 925,3 1108,1 1700,0 2506,1mínimo 2189,8 2323,5 2256,1 2195,7 2210,7 1202,0 651,1 397,2 232,6 622,5 935,1 1533,8

0100200300400500600700800900

100011001200130014001500160017001800190020002100220023002400250026002700280029003000310032003300

MW

med

JirauGer.

Máxima3.283,5

Máxima

Média

Mínima

Perfil de Geração – UHE Jirau


Características das Usinas da Amazônia

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembromáximo 3134,7 3134,7 3134,7 3134,7 3134,7 3108,2 2850,5 2573,3 2405,3 2370,8 2638,7 3088,0média 2892,0 2798,9 2557,4 2611,9 2881,1 2577,7 1931,0 1338,6 1049,0 1230,8 1765,0 2416,4mínimo 2182,3 2015,6 1949,8 1896,1 2198,7 1333,9 776,7 491,2 296,2 747,3 1074,3 1637,2

0100200300400500600700800900

100011001200130014001500160017001800190020002100220023002400250026002700280029003000310032003300

MW

med

Santo Antônio

Ger. Máxima3.134,7

Máxima

Média

Mínima

Perfil de Geração – UHE Santo Antônio


Características das usinas da Amazônia

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

Máxima 10.679 10.679 10.679 10.679 10.679 10.337 3.664 1.759 1.113 1.619 3.146 7.680

Média 5.870 9.553 10.539 10.539 10.149 5.394 2.156 1.099 702 765 1.358 2.842

Mínima 520 4.098 8.955 9.542 6.469 1.941 937 552 212 202 293 699

Geração Máxima 10.679 10.679 10.679 10.679 10.679 10.679 10.679 10.679 10.679 10.679 10.679 10.679

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

MWmed

Máxima

Média

Mínima

Ger. Máxima10.679

Perfil de Geração – UHE Belo Monte


Características da Expansão da Oferta

Usinas hidrelétricas de grande capacidade, sem reservatório de acumulação, com grande produção no período chuvoso e baixa produção no período seco, causando uma acentuada sazonalidade da oferta.

Projetos hidrelétricos distantes dos grandes centros de carga, exigindo sistemas de transmissão extensos para o transporte de grandes blocos de energia no período chuvoso e pequenos montantes nos períodos secos.

Usinas hidrelétricas de grande capacidade, sem reservatório de acumulação, com grande produção no período chuvoso e baixa produção no período seco, causando uma acentuada sazonalidade da oferta.

Projetos hidrelétricos distantes dos grandes centros de carga, exigindo sistemas de transmissão extensos para o transporte de grandes blocos de energia no período chuvoso e pequenos montantes nos períodos secos.

Amazônia - Novas fronteiras da Hidroeletricidade


~~~~

~~

~~

~~

Belo Monte

Eólicas (*)

Teles PiresMadeira

Itaipu

Eólicas (*)

Uruguai

Argentina

1000 MW a

11200 MW

14000 MW

600 a 6300 MW

3480 MW

1.254 MW

4.875 MW

2000 MW

500 MW

SE

SUL

NE (Jul. 2014)

(Jul. 2014)

(*) conectadas à Rede Básica

Grandes usinas e Interligações internacionais

800 km

2400 km

1000 km

25000 km

~~

Integração de usinas a fio d’água distantes dos

centros de carga variando de 6.000 a 600 MW

(Madeira) e de 11.000 a 1.000 MW (Belo Monte), requerendo intercâmbio mínimo no período seco

Necessidade de expansão das interligações inter-regionais e dos grandes troncos de transmissão receptores regionais

Necessidade de expansão das interligações inter-regionais e dos grandes troncos de transmissão receptores regionais


Constatações

Os principais reservatórios têm enchimento e esvaziamento com periodicidade anual.

O SIN perde capacidade de regularização devido a restrições ambientais.

Expectativa de crescimento da carga a taxas de 4 a 5% a.a.

Os principais reservatórios têm enchimento e esvaziamento com periodicidade anual.

O SIN perde capacidade de regularização devido a restrições ambientais.

Expectativa de crescimento da carga a taxas de 4 a 5% a.a.

Necessidade de complementação térmica e/ou fontes alternativas para a garantia do suprimento


Constatações Adicionais

Deve haver equilíbrio entre a construção de hidrelétricas a fio d’água com restrições ambientais X necessidade de expansão termelétrica para garantir o atendimento energético e à ponta

Deve haver equilíbrio entre a construção de hidrelétricas a fio d’água com restrições ambientais X necessidade de expansão termelétrica para garantir o atendimento energético e à ponta

Qual o ponto ótimo de equilíbrio, considerando:

modicidade tarifáriamínimo custo global expansão & operação

redução da emissão de CO2

Qual o ponto ótimo de equilíbrio, considerando:

modicidade tarifáriamínimo custo global expansão & operação

redução da emissão de CO2 ?

52

O Atendimento à Demanda Máxima


Curto Prazo 2012-2013SE/CO-S

Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs

(*)

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

70.000

75.000

80.000

85.000

90.000

MW

MESES

Disponibilidade de Potência com GT Máxima

Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo

Demanda Máxima (Com Reserva Operativa)

Demanda Máxima (Sem Reserva Operativa)

Disponibilidade de Potência com GT Inflexível

Oferta Hidráulica

Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total)

(*) Folga para atender à ponta com térmica

Capacidade Efetiva (Hidro + GT sem Óleo)

GT Complementar p/ atendimento à ponta –aumento do custo de operação


Curto Prazo 2012/2013SE/CO-S


0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000ag

o-12

set-1

2

ou

t-12

no

v-12

dez

-12

jan-

13

fev-

13

mar

-13

abr-1

3

mai

-13

jun-

13

jul-1

3

ago-

13

set-1

3

ou

t-13

no

v-13

dez

-13

MW

Inflexibilidade Geração Térmica Adicional

(*) 1.519 MW (*) 871 MW

(*) Despacho complementar médio - MW

545 MW


Estrutural 2014-2016SE/CO-S

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

70.000

75.000

80.000

85.000

90.000

MW

MESES

Disponibilidade de Potência com GT Máxima

Disponibilidade de Potência sem GT a Óleo

Demanda Máxima (Com Reserva Operativa)

Demanda Máxima (Sem Reserva Operativa)

Disponibilidade de Potência com GT Inflexível

Oferta Hidráulica

Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total)

(*) Folga para atender à ponta com térmica

(*)

Capacidade Efetiva (Hidro + GT sem Óleo)

GT Complementar p/ atendimento à ponta –aumento do custo de operação



SE/CO-S Estrutural 2014-2016

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

jan-

14

mar

-14

mai

-14

jul-1

4

set-1

4

no

v-14

jan-

15

mar

-15

mai

-15

jul-1

5

set-1

5

no

v-15

jan-

16

mar

-16

mai

-16

jul-1

6

set-1

6

no

v-16

MW

Inflexibilidade Geração Térmica Adicional

Disponibilidade GT Total (SE/CO-SUL) Disponibilidade GT Sem Óleo (SE/CO-SUL)

(*) 1.778 MW

(*) 2.741MW

(*) 2.625 MW

(*) 4.576 MW

(*) Despacho complementar médio - MW



OBS: As máquinas adicionais de Três Irmãos são representadas na usina Ilha Solteira Equivalente(*) Fonte: ABRAGE

Recursos para atendimento à ponta - Poços Existentes *

Usina SubsistemaPotência disponível

MW

Cachoeira Dourada SE/CO 105

Curua-una N 10

G.B.Munhoz S 838

Ilha Solteira Eqv. SE/CO 485

Itaparica NE 1000

Jaguara SE/CO 213

Porto Primavera SE/CO 440

Rosana SE/CO 89

São Simão SE/CO 1075

Salto Santiago S 710

Taquaruçu SE/CO 105

Três Marias SE/CO 123

Total usinas com repotenciação 5193

XIV CBE - MESA 2 - Francisco Arteiro - 23 outubro 2012

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