1 AVALIAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO 2007 - 2011 II Seminário Internacional - UFRJ Rio de...
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AVALIAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE
ATENDIMENTO 2007 - 2011
II Seminário Internacional - UFRJ
Rio de Janeiro, 14 / 09 / 07
Hermes J. Chipp
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Estrutura da Apresentação
1. Conceituação
2. Contextualização das Incertezas - Providências
3. Atendimento 2007/2011 – PEN 2007
3.1 – Atendimento 2007 – 2008
3.2 – PEN – Cenários Avaliados
3.3 – Resultados do PEN
3.4 – Conclusões e Recomendações
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Avaliar as condições de atendimento energético em horizonte de 5 anos
Período requerido para que, sob a visão do ONS, possam ser tomadas decisões de antecipação e/ou implantação de Geração e Transmissão pelo MME/CMSE – EPE, para aumentar a margem de segurança da operação.
Objetivo
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Conceituação
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Os certificados de Garantia Física são determinados supondo-se que a energia a eles associada tem garantia de 95%. Aceita-se a ocorrência de déficits em 5% das séries simuladas.
Portanto, sempre poderão ocorrer situações hidrológicas desfavoráveis para as quais se torna necessária a implantação de Procedimentos Operativos para mitigar as condições adversas.
Garantia Física da Oferta
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A energia nova, em função do tipo de oferta que é agregada, pode influenciar a segurança do SIN. É desejável oferta com as seguintes características:
• Hidroelétrica com capacidade de regularização. Geração menos dependente da sazonalidade anual das afluências.
• Termoelétrica com custo variável unitário compatível para ser despachada em situações que não de hidrologia crítica.
Característica da Nova Oferta do SIN
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Operação Hidrotérmica
Presente Futuro ConseqüênciasAfluências
Úmidas
Secas
Úmidas
Secas
Usar Água
Guardar Água
OK
OK
Ações do ONS para
evitar déficit
Vertimento=
Desperdício
Geração TérmicaMinimizada
Geração TérmicaMaximizada
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Operação Hidrotérmica
Corte de carga (déficit)
Geração Térmica
Geração Hidráulica
Intercâmbio entre regiões
OBJETIVO:
Minimizar custo total,do presente ao futuro, através de decisões de:
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volume a 100%volume a 0%
$
Custo Total = Custo Futuro + Custo Imediato
Custo Imediato
Custo Futuro
Volume para mínimo custo total
Atende à carga com águaVolume: ZEROCusto imediato: ZERO
Atende à carga com óleoVolume: 100%Custo imediato: ALTO
Custo futuro: ALTO
Custo futuro: BAIXO
A Função de Custo Futuro e o Valor da Água
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Risco de déficit é o número de séries de afluências que ocasionam déficit em relação ao total de séries simuladas
Risco de Déficit
Hipóteses de afluências
Carga prevista
Déficit
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Risco de Déficit
Risco conjuntural ALTO
Risco conjuntural ALTO
Risco conjuntural BAIXO
Risco conjuntural BAIXO
Estoque ou afluências
BAIXAS
Estoque ou afluências
BAIXAS
Estoque ou afluências
ALTAS
Estoque ou afluências
ALTAS
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Risco de Déficit
O risco de déficit é calculado para cada ano do horizonte de estudo e para cada Subsistema
2007
2008
2009
2010
2011
Percentual de séries com déficit
Para cada ano
Percentual de séries em que odéficit médio anual
ficouacima de x% da carga
Profundidade
Risco de Déficit
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Contextualização das Incertezas- Providências
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Contextualização das Incertezas - Providências
Incertezas Providências
Mercado
Projeções de crescimento do PIB e impacto no mercado de energia elétrica
Acompanhamento da realização do mercado de energia elétrica e incorporação de seus efeitos nos Leilões de Energia Nova – LEN, em especial de A-3
Oferta
Hidrelétrica - Dificuldades para obtenção de licenciamento ambiental de grandes projetos hidrelétricosTérmica - Cumprimento do Termo de Compromisso Petrobras – ANEEL (expansão da produção de gás e da infra-estrutura de gasodutos)Implantação de GNL
- Acompanhamento e controle pelo CMSE/MME e ANEEL, de forma a assegurar o cumprimento do cronograma de expansão e a superação em tempo hábil de eventuais dificuldades
- Exploração do potencial economicamente competitivo de biomassa e de PCH no médio prazo
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Incertezas Providências
Hidrologia
-Médio Prazo: Simulação com 2.000 séries de energias Indicação de tendências serve como referência para a tomada de decisões com a finalidade de aumentar a margem de segurança do atendimento
-Estabelecer Indicadores de Segurança
-Estabelecer metodologia para quantificar riscos de racionamento
Contextualização das Incertezas - Providências
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Incertezas Providências
Hidrologia
-Curto Prazo: Cerca de 60% da energia natural afluente aos principais reservatórios das regiões SE/CO e NE se concentram no período dez – abr
Exemplos:
EARmax em 30/11 ENA (% MLT) – dez/abr
- Estabelecer Procedimentos Operativos que visam atingir nível meta de armazenamento em novembro com elevação de intercâmbios e antecipação de despacho de geração térmicaSE/CO NE
1999 19,7 15,9
2000 22,1 27,5
SE/CO NE
1999/00 102 94
2000/01 77 54
Contextualização das Incertezas - Providências
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A metodologia de Indicadores de Segurança está em fase de desenvolvimento e será submetida à apreciação do CMSE, para posterior regulamentação pela ANEEL.
As medidas mitigadoras serão recomendadas em função da antecedência temporal e dos níveis de armazenamento, quando comparados a Curvas de Segurança de Referência (CAR, Curva Crítica de Operação, etc).
Contextualização das Incertezas - Providências
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Curvas de Segurança de Referência e Indicadores de Segurança
Curva Crítica de Operação (CCO) – Principais Características:
Periodicidade anual
Afluências Críticas do histórico
Flexibilização dos critérios de segurança elétrica para as interligações
Flexibilização de restrições de uso múltiplo da água e restrições ambientais
Restrição de armazenamento mínimo ao final do período seco para controle da operação
Risco de cruzamento da CAR é inferior a x%
O risco de cruzamento da CCO é superior a y%
Risco de cruzamento da CAR é superior a x% e de cruzamento da CCO é inferior a y%
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Cálculo do Risco de Racionamento – Premissas
O ONS vem desenvolvendo metodologia para o cálculo do risco de racionamento, baseada na experiência de 2001 – 2002:
Racionamento equânime entre regiões (profundidade e abrangência)
Início após caracterização do período úmido (fev – março)
Continuidade até caracterização da próxima estação chuvosa
Restrição de armazenamento dada por uma Curva Crítica de Operação
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3500
Sistema Interligado Nacional - SIN
Subsistema Norte
Exporta 9 meses do ano
Capac. Armaz.: 51.691(19,0%)Capac. Térmica: 1.887Carga: 7.320
Capac. Armaz.: 190.026(69,7%)Capac. Térmica/Nuclear: 7.596Carga: 31.420
Capac. Armaz.: 18.425(6,8%)Capac. Térmica: 2.734Carga: 8.320
Capac. Armaz.: 12.414(4,6%)Carga: 3.500
Capac. de Armaz. Total do SIN 272.556 MWmes
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Atendimento 2007 – 2011
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Os níveis de armazenamento e as afluências aos reservatórios são determinantes para a segurança do atendimento
Para superar estiagens deve se utilizar estratégias especiais de operação – Procedimentos Operativos
A expansão da Geração e Transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento.
Sistemática de Avaliação
Propostas ao MME/CMSE - EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança
Foco em 2007 e 2008 Foco de 2009 a 2011
Médio PrazoCurto Prazo
1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano
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Atendimento 2007 – 2008Procedimentos Operativos - Curto Prazo
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Característica das Afluências – Importância do PeríodoÚmido para Garantir o Atendimento
RegiãoENA Anual(MWmed)
MêsENA
(MWmed)% ENA Anual
SE/CO 393.034
Dez – Abr
239.256 61
NE 99.669 67.307 68
Norte 72.816 50.977 70
Sul 92.080 Jun – Out 46.875 51
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Estabelecimento de Nível Meta de Armazenamento ao final do período seco do 1º ano (novembro), para garantir o atendimento no 2º ano, considerando o pior período úmido do histórico (dez/1º ano – abr/2º ano)
Para atingir o Nível Meta de Armazenamento poderá ser necessária a utilização antecipada de geração térmica e/ou elevação de intercâmbios entre subsistemas
Estratégia de Operação Visando a Segurança do Atendimento para os dois primeiros anos – Curto Prazo (foco em 2007 e 2008)
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No período mar/nov, caso necessário, serão adotados procedimentos operativos – intercâmbios entre subsistemas e antecipação de geração térmica – para atingir o nível meta desejado em novembro do 1º ano.
Afluência no
Período Seco
Fev/1ºAno Nov/1ºAno Abr/2ºAno Nov/2ºAno
Afluência
Selecionada para
Critério
de Segura
nça
Desejado
NSPS10%
NSPU
Afluência CAR
Proposta do ONS de Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual – Curto Prazo
Nível Meta
(%EAR)
Afluência selecionada para
critério de segurança desejado
Dez/Abr
N1 Pior do histórico
N2 2º pior do histórico
N3 CAR
Nível verificado Final Fev
Verificado Final Jan
Jan/1ºAno
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Atendimento 2007 – 2008Aplicação dos Procedimentos de Segurança
Região
Níveis Verificados
em 31/08/2007
(% EARmax)
Valor Esperado
Afluênciaset – nov(% MLT)
Níveis previstos
para 30/11/07
(% EArmáx)
CAR 2007/2008
Níveis Meta
SE/CO 72,1 106 55,3 38,0 55,0
S 61,9 80 86,2 18,0 -
NE 65,8 85 44,5 28,0 42,0
N 61,2 66 40,3 - -
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Atendimento 2007 – 2011
Resultados do PEN 2007
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MWmed Crescimento
2007 50.977 5,4%
2008 53.586 5,0%
2009 55.962 4,9%
2010 58.623 4,8%
2011 61.180 4,4%
Trajetória Inferior – PDEE 2007-2016
2007 – 2011: PIB de 4% e taxa de crescimento média anual de 4,9% da carga
MWmed Crescimento
2007 51.245 6,0%
2008 54.171 5,6%
2009 56.900 5,5%
2010 59.963 5,4%
2011 62.942 5,0%
Trajetória Superior – PDEE 2007-2016
2007 – 2011: PIB de 4,8% e taxa de crescimento média anual de 5,5% da carga
Elaboradas pela EPE em conjunto com o ONS
Premissas de Carga
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Premissas de Oferta
Concretização do cronograma de obras definido pelo CMSE / MME para
julho de 2007, considerando o Termo de Compromisso – TC da Petrobrás
para disponibilidade de gás natural e a oferta dos Leilões de Energia Nova –
LEN:
1º Leilão 2005 – entrega 2008/ 2009/ 2010 – 1.969,3 MW
2º Leilão 2006 – entrega 2009 – 1.383,8 MW
3º Leilão 2006 – entrega 2011 – 1.569,6 MW
1º Leilão Fonte Alternativa 2007 – entrega 2010 – 638 MW
4º Leilão 2007 – entrega 2010 – 1.782 MW
Total dos Leilões : 7.343 MW
O Leilão de A-3 de 2008, com
produtos para entrega em 2011,
também contribuirá com
acréscimo de nova oferta no período 2007
2011
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Evolução da Potência Instalada – MW
TIPO 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Interligado Nacional sem Acre- Hidráulica 65.773 68.001 68.231 69.048 70.665 72.172
Rondônia Térmica 11.183 11.332 12.333 14.854 17.624 17.830
Nuclear 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007
PROINFA - PCHs 132 326 1.184 1.191 1.191 1.191
PROINFA - PCTs 419 559 611 611 611 611
PROINFA - Eólicas 208 544 1.125 1.353 1.353 1.353
Total sem Acre-Rondônia 79.722 82.769 85.491 89.064 93.451 95.164
Acre-Rondônia Hidro e Termo 0 0 924 924 924 924
Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) 6.650 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000
Itaipu 50 Hz(1) Compras Itaipu 6.150 6.455 6.080 6.043 6.005 5.965
Total 92.522 96.224 99.495 103.031 107.380 109.053
(1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai
Valores em 31 de dezembro de cada ano
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Acréscimo anual de Nova Oferta – MW
TIPO 2007 2008 2009 2010 2011 Total
Sistema Interligado Nacional sem Acre-
Hidráulica 2.228 230 817 1.617 1.507 6.399
Rondônia Térmica 149 1.001 2.521 2.770 206 6.647
Nuclear 0 0 0 0 0 0
PROINFA - PCHs 194 858 7 0 0 1.059
PROINFA - PCTs 140 52 0 0 0 192
PROINFA - Eólicas 336 581 228 0 0 1.145
Total 3.047 2.722 3.573 4.387 1.713 15.442
Acre-Rondônia Hidro e Termo 0 924 0 0 0 924
Itaipu 60 Hz (Brasil) (50% Total) 350 0 0 0 0 350
Itaipu 50 Hz(1) Compras Itaipu 305 -375 -37 -38 -40 -185
Total 3.702 3.271 3.536 4.349 1.673 16.531
(1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai
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Cenários Avaliados
Cenário 1: Considera Trajetória Inferior de Mercado – PIB 4%
Para o equilíbrio oferta–demanda é necessário um acréscimo de oferta adicional de cerca de 1.400 MWmed em 2011 em relação ao Cenário 1 (Contratação em 2008 para entrega em 2011).
Cenário 2: Considera Trajetória Superior de Mercado – PIB 4,8%
Neste Cenário a oferta atende o princípio de contratação da totalidade do mercado.
Cenários de Referência:
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Cenários Avaliados
Cenários de Sensibilidade:
Cenário 3: Cenário 2 com atraso de 1 ano no TC
Neste Cenário considerou-se o atraso de 1 ano no TC, o que representa reduções de disponibilidade de 700 MWmed em 2008, 2.000 MWmed em 2009, 1.000 MWmed em 2010 e 500 MWmed em 2011.
Cenário 4: Cenário 2 com aumento da margem de segurança
Neste Cenário considerou-se em 2011 oferta adicional na região Nordeste em relação ao Cenário 2 para aumentar a margem de segurança operativa (500 MW).
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Riscos de Déficit – Cenário 1 (PIB 4,0%)
SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011
Sudeste/Centro-Oeste
Qualquer déficit % 0,0 2,2 3,9 4,0 5,3
Déficit >1% da carga 0,0 1,7 3,4 3,3 4,0
Sul
Qualquer déficit % 0,0 1,0 2,0 2,0 2,9
Déficit >1% da carga 0,0 0,7 1,5 1,5 2,2
Nordeste
Qualquer déficit % 0,0 3,4 8,6 3,9 5,7
Déficit >1% da carga 0,0 2,6 2,7 1,2 2,1
Norte
Qualquer déficit % 0,0 3,2 4,9 3,4 3,0
Déficit >1% da carga 0,0 2,6 3,6 2,7 2,7
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Contextualização dos Déficits de Energia – Profundidade
Déficits de profundidade menores do que 1% da carga em 2011:
NE : até 89 MWmédios 0,03% da capacidade de armazenamento
SE : até 378 MWmédios 0,14% da capacidade de armazenamento
são evitados com procedimentos operativos de segurança – elevação
de intercâmbios inter-regionais e geração térmica adicional.
Portanto, do ponto de vista da operação, não é adequada
a consideração de déficits de profundidade de até 1% da
carga.
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Nordeste em 2011
Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit
Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado – 89 MWmed
Distribuição dos Déficits – Cenário 1
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Riscos de Déficit – Cenário 2 (PIB 4,8%)
SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011Sudeste/Centro-OesteQualquer déficit % 0,0 2,7 4,5 4,8 7,3Déficit >1% da carga 0,0 2,1 4,0 4,2 5,9Sul Qualquer déficit % 0,0 1,0 3,4 3,1 4,6Déficit >1% da carga 0,0 0,8 2,2 2,5 2,9Nordeste
Qualquer déficit % 0,0 6,6 8,4 4,1 7,5
Déficit >1% da carga 0,0 4,4 3,3 1,6 2,6Norte Qualquer déficit % 0,0 6,0 5,9 3,6 4,8Déficit >1% da carga 0,0 4,3 4,8 3,5 4,2
Sem considerarSem considerar leilão em 2008: 1.400 MWmédios em 2011
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SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011
Sudeste/Centro-Oeste
Qualquer déficit % 0,0 2,6 4,8 5,3 6,0
Déficit >1% da carga 0,0 2,1 4,3 4,7 4,8
Sul
Qualquer déficit % 0,0 1,1 3,8 2,8 4,3
Déficit >1% da carga 0,0 0,8 2,2 2,0 2,9
Nordeste
Qualquer déficit % 0,0 5,1 8,4 4,2 5,9
Déficit >1% da carga 0,0 3,6 3,2 1,7 2,4
Norte
Qualquer déficit % 0,0 5,7 5,2 4,1 4,0
Déficit >1% da carga 0,0 4,3 4,2 3,6 3,4
Riscos de Déficit – Cenário 2 (PIB 4,8%)
Com equilíbrio de ofertaCom equilíbrio de oferta 1.400 MWmédios em 2011
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Riscos de Déficit – Cenário C3 (Atraso de 1 ano do TC)
SUBSISTEMA 2007 2008 2009 2010 2011
Sudeste/Centro-Oeste
Qualquer déficit % 0,0 3,2 6,2 6,9 7,3
Déficit >1% da carga 0,0 2,5 5,3 6,0 6,5
Sul
Qualquer déficit % 0,0 1,4 5,5 4,6 5,6
Déficit >1% da carga 0,0 0,9 3,1 3,5 3,9
Nordeste
Qualquer déficit % 0,0 9,7 16,1 6,9 10,5
Déficit >1% da carga 0,0 6,9 6,7 2,8 3,3
Norte
Qualquer déficit % 0,0 4,7 7,4 5,1 4,8
Déficit >1% da carga 0,0 4,0 6,7 4,6 4,5
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Contextualização do Atendimento à região Nordeste 2011 Cenário 4
~
~
Carga = 9.000 MWmed
GT = 3.000 MWmed
GH = 4.500 MWmed1.500 MWmed
NE
Em situações críticas no Nordeste as térmicas estarão operando com capacidade máxima. O requisito de geração hidráulica para o atendimento à carga será de 4.500 MWmédios, o que equivale, em termos anuais, a 54.000 MWmédios – cerca de 54% da MLT.
A implantação de 500 MWmédios – equivale em termos anuais a 6.000 MWmédios – possibilita o atendimento mesmo na ocorrência do pior ano do histórico (2001 – 49% da MLT).
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Conclusões e Recomendações
1. Para a garantia do atendimento é de fundamental importância:
A concretização do cronograma de obras do CMSE, destacando-se as usinas hidrelétricas Foz do Chapecó (855 MW), Serra do Facão (216,6 MW), São Salvador (242,2 MW), Estreito (1.087 MW), Dardanelos (261 MW), Mauá (350 MW), Simplício (306 MW) e da UTE Do Atlântico (490 MW).
A concretização do cronograma de expansão da produção de gás, da infra-estrutura de gasodutos da Petrobrás e da implantação do GNL - Termo de Compromisso, em que a disponibilidade de Geração Térmica da Petrobrás passa de 2.196 MWmédios em 2007 para 6.402 MWmédios em 2011.
A duplicação da LT 500 kV Colinas-Ribeiro Gonçalves-São João do Piauí e LT 500 kV São João do Piauí-Milagres (2º semestre de 2009). Aumento da capacidade de recebimento de energia pela Região Nordeste em cerca de 1.000 MWmed.
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Conclusões e Recomendações
2. Para a aumentar a margem de segurança do atendimento ao mercado, o MME/CMSE-EPE deve analisar a viabilidade de implantar oferta adicional da ordem de 500 MW na Região Nordeste como Reserva de Geração.
3. Procedimentos Operativos de Curto Prazo são imprescindíveis para mitigar os riscos de desabastecimento no 1º biênio, mesmo em situação de hidrologias adversas.
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Comentários Finais
Dadas as características da biomassa no que se refere à:
previsibilidade da sua disponibilidade; projetos de pequeno porte; proximidade dos centros de carga; complementaridade em relação ao regime hidrológico da região
SE/CO;
Recomenda-se o aproveitamento do potencial economicamente competitivo, em especial até a entrada dos aproveitamentos do rio Madeira, aumentando assim a margem de segurança no atendimento (oportunidades para os LENs A-3 para 2011 e A-5 para 2012).
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F I M