1 desafios e cenários da operação do sin são paulo, 10 de junho de 2013 hermes chipp diretor...
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Desafios e Cenários da Operação do SIN
São Paulo, 10 de Junho de 2013Hermes ChippDiretor Geral
III SIGAMT
2
Sumário
1. Programa Mensal de Operação Junho/2013
2. Avaliação Energética para 2013
3. Avaliação Energética de Médio Prazo 2014 – 2017
3
1. Programa Mensal de Operação
Junho/2013
4
Atendimento Ano 2012
MWmed % med. MWmed % med. MWmed % med. MWmed % med.Jan-Abr 47.992 91 5.193 72 11.462 81 13.558 104Mai-Dez 23.982 95 7.622 76 3.373 64 2.654 69
MWmed % med. MWmed % med. MWmed % med. MWmed % med.Jan-Abr 50.619 96 9.140 127 7.048 50 11.067 85
Sudeste Sul Nordeste Norte
2012Sudeste Sul Nordeste Norte
2013
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZMWmed 73.413 49.452 37.028 32.208 29.785 38.533 26.142 17.402 14.742 15.003 23.087 27.576
%MLT 132 84 68 78 100 153 125 99 84 71 85 67MWmed 6.686 5.473 3.886 3.731 5.478 14.020 9.762 7.874 5.026 7.570 4.877 4.633
%MLT 99 70 60 60 66 149 95 82 42 58 52 63MWmed 17.407 15.470 6.576 6.397 3.627 3.257 2.563 2.042 1.814 1.443 4.442 6.822
%MLT 122 103 44 53 49 67 64 58 58 42 79 66MWmed 11.469 14.212 13.464 9.317 5.356 3.136 1.968 1.274 1.125 1.134 2.333 4.906
%MLT 138 126 102 70 57 69 73 66 73 64 80 86
SE/CO
S
NE
N
ENAs mensais inferiores a 75 %MLT
Energias Naturais Afluentes – ENAs
5
Atendimento Ano 2012
Fornecimento SE/CO - 2012
60,7
76,1
31,928,8
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
En
erg
ia A
rmaz
enad
a (%
EA
Rm
ax)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Evolução do Armazenamento – SE/CO
Desestoque de cerca de
18 %EARmáx
2.919MWmed
6
Somente no final do mês de maio foi observada precipitação nas bacias do subsistema SE/CO, devido a atuação de áreas de instabilidade e ao deslocamento de uma frente fria.
Condições Meteorológicas e Climáticas
Com este evento os totais observados de precipitação superaram a média na maior parte das bacias deste subsistema.
No mês de junho é esperada precipitação um pouco acima da média nas bacias da região SE/CO.
Na região Sul ainda devem ser observados totais de precipitação variando entre a média e abaixo da média histórica neste mês.
No bimestre seguinte, julho-agosto, a tendência é de um quadro mais favorável, com a precipitação devendo ficar entre a média e acima da média nas bacias do subsistema Sul.
Imagem de satélite do dia 04 de junho às 13:30 h
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Condições Meteorológicas e Previsão Climática
Abril(mm)
Maio(mm)
Junho(mm)
BaciaTotal
ObservadoMédia
TotalObservad
oMédia
TotalObservado (até 10/06)
Previsto até 20/06 Média
São Francisco
Três Marias 97 68 46 33 19 5 14
Sobradinho 76 73 9 24 6 2 15
Tocantins 122 160 46 53 23 2 17
Grande 71 78 64 54 12 30 28
Paranaíba 108 97 47 40 9 15 14
Paranapanema 202 92 110 104 33 40 94
Tietê 84 75 70 58 11 40 48
Iguaçu 76 115 165 155 46 40 129
Uruguai 92 142 107 145 37 25 143
Jacuí 109 97 108 113 17 10 149
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Condições Hidroenergéticas – Revisão 1 do PMO Junho/13
ENAs Verificadas – Março/13 a Maio/13
ENAs Previstas Junho/13 – Base Mensal
Março Abril Maio
MWmed % MLT MWmed % MLT MWmed % MLT
SE/CO 48.939 89 51.099 123 28.780 96
SUL 12.889 187 7.690 118 4.919 58
NORDESTE 5.159 34 7.928 65 4.286 58
NORTE 11.701 78 14.009 95 9.421 99
%EARmáx(31/05/13)
62,7
54,2
48,3
93,9
Junho
MWmed % MLT
SE/CO 33.769 134
SUL 11.169 116
NORDESTE 3.289 68
NORTE 3.807 84
%EARmáx (30/06/13)
PMO
65,7
64,2
46,9
95,2
GT Ordem Mérito
(MWmed)
5.059
1.166
1.455
1.032
8.712
GT Garantia Energética(MWmed)
2.759
720
2.593
318
6.390
9
Resultados – Intercâmbio – Revisão 1 do PMO Junho/13
ITAIPU50 Hz
60 Hz
SE/CO
N
S
NE
Semana Operativa de 08/06/2013 a 14/06/2013
Importador de energia em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis
na região.
Exportador de Energia.
Exportador de energia, sendo a geração da UHE Tucuruí dimensionada função do
comportamento das afluências.
Intercâmbio dimensionado em função das condições
hidroenergéticas da região.
Pesada 177,70
Média 176,19
Leve 173,89
CMO (R$/MWh)
Pesada 177,70
Média 176,19
Leve 173,89
CMO (R$/MWh)
Pesada 177,70
Média 176,19
Leve 173,89
CMO (R$/MWh)
Pesada 177,70
Média 176,19
Leve 173,89
CMO (R$/MWh)
10
2. Avaliação Energética para 2013
11
Neste estudo de semelhanças climáticas foram considerados os períodos úmidos sem atuação de nenhum fenômeno do tipo El Niño ou La Ninã e o Atlântico Sul Neutro.
Em um segunda etapa, foram considerados somente os anos em que as ENAs do subsistema SE/CO ficaram próximas das observadas no verão 2012/2013.
A escolha dos anos semelhantes foi baseada também nas previsões climáticas, ficando então os biênios de 1993/1994 e 2003/2004 como os mais semelhantes ao de 2012/2013. Então, o cenário 1994/2004 simulado foi formado considerando-se uma envoltória inferior a partir das ENAs mensais verificadas nos subsistemas no período de maio a novembro.
Análise de Semelhança Climática
12
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov
% d
a M
LT
Subsistema Sudeste
1999 - 2000 2003 - 2004 2008 - 2009 2012 - 2013 1993 - 1994
PMO Junho
Análise de Semelhança Climática
Cenário 1994/2004
13
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov
% d
a M
LT
Subsistema Nordeste
1999 - 2000 2003 - 2004 2008 - 2009 2012 - 2013 1993 - 1994
PMO Junho
Análise de Semelhança Climática
Cenário 1994/2004
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Avaliação Prospectiva Período Jun-Nov/2013
PremissasArmazenamentos Iniciais(Verificado 31/Maio)
SE/CO SUL NE NORTE62,9 54,2 48,5 93,9
%EARmáx
Energias Naturais Afluentes (%MLT)
SE/CO SUL NE NORTEValor Esperado 104 93 82 103Cenario 1994/2004 98 83 82 91
ENA JUN - NOV (% MLT)Cenário
Intercâmbios (MWmed)
Defl. São Francisco Mai-Nov 1.100 m³/s
JUN JUL AGO SET OUT NOV MédiaValor Esperado 1.000 500 600 1.300 1.200 1.400 1.000Cenario 1994/2004 1.500 800 600 1.400 1.200 1.300 1.133
Fluxo N/NE --> SE/CO
JUN JUL AGO SET OUT NOV MédiaValor Esperado 0 1.000 2.000 2.000 2.000 2.000 1.500Cenario 1994/2004 0 500 500 500 1.000 1.000 583
Fluxo Sul --> SE/CO (MWmed)
15
Premissas
Carga (MWmed)
junho julho agosto setembro outubro novembro MEDIA
SE/CO 38.181 38.281 38.886 39.054 39.247 38.784 38.739S 10.483 10.398 10.394 10.296 10.360 10.492 10.404NE 9.000 9.024 9.215 9.483 9.713 9.775 9.368N 4.280 4.248 4.294 5.235 5.384 5.432 4.812SIN 61.944 61.951 62.789 64.068 64.704 64.483 63.323
Avaliação Prospectiva Período Jun-Nov/2013
Jun Jul Ago Set Out Nov MEDIA11.721 11.996 11.774 12.300 12.636 12.943 12.228
GT (MWmed)
Disponibilidade de Geração Térmica (MWmed)
Jun Jul Ago Set Out Nov MEDIA14.020 14.135 14.073 13.714 14.559 14.085 14.027
GT (MWmed)
Despacho GT1A
Despacho Pleno
Fator de 90% para definição da
disponibilidade
Fator de 85% para definição da
disponibilidade
16
Expansão Hidráulica
Premissas
APROVEITAMENTO REGIÃO UNIDADE POTÊNCIA (MW)
SAO DOMINGOS SE 2/2 24SIMPLICIO SE 1 a 3/3 102BATALHA SE 1/2 26BATALHA SE 2/2 26
JIRAU SE 1/50 75JIRAU SE 2/50 75JIRAU SE 3 e 4/50 75JIRAU SE 5 a 7/50 75JIRAU SE 8 e 9/50 75
STO ANTONIO SE 15 e 16/44 73STO ANTONIO SE 17 e 18/44 73STO ANTONIO SE 19 a 22/44 73STO ANTONIO SE 23 e 24/44 73STO ANTONIO SE 25/44 73STO ANTONIO SE 26 e 27/44 70
2.003
BALBINA N 1 a 5/5 50COARACY NUNES N 1 a 3/3 24
322Total NORTE01/out/13
Total SE/CO
01/jul/1301/ago/13
01/nov/13
01/nov/13
01/jun/13
01/out/13
01/mai/13
01/mai/1301/jun/13
01/ago/1301/jul/13
01/ago/1301/set/13
01/out/13
01/set/13
DATA
01/jul/13
Avaliação Prospectiva Período Jun-Nov/2013
Geração hidráulica simulada
S. ANTONIO JIRAUJUNHO 1.275 0 1.275 420JULHO 1.560 75 1.635 420AGOSTO 1.707 150 1.857 700SETEMBRO 1.707 300 2.007 1.575OUTUBRO 1.780 525 2.305 1.575NOVEMBRO 1.920 675 2.595 1.575
MEDIA 1.659 287 1.945 1.042
EXPANSÃO CAPAC. (MW) LIMITE TRANSFERÊNCIA
TOTAL
17
Expansão Térmica
Premissas
Expansão TérmicaUSINA COMB. UG
POTÊNCIA (MW) JUNHO JULHO AGOSTO SETEMBRO OUTUBRO NOVEMBRO
P. PECEM I CARVÃO 1 360
P. PECEM I CARVÃO 2 360
ITAQUI CARVÃO 1 360
SUAPE ÓLEO 1 381,2
MARANHÃO IV GÁS 1 168,8
MARANHÃO IV GÁS 2 168,8
MARANHÃO V GÁS 1 168,8
MARANHÃO V GÁS 2 168,8
PECEM II GÁS 1 360
MARANHÃO III GÁS 1 168,8
MARANHÃO III GÁS 2 168,8
2.136 2.496 2.496 2.496 2.834 2.834DISPONIBILIDADE (MW)
Avaliação Prospectiva Período Jun-Nov/2013
18
Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013
Resultados – Armazenamentos (%EARmáx)
Despacho GT GT1A1,1
MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV N.M.Valor Esperado 62,2 58,6 52,8 47,7 44,1 42,5Cenário 1994/2004 62,4 58,8 52,1 44,5 37,1 34,6 4762,9
SUDESTE/CENTRO-OESTE
0,2 MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV N.M.Valor Esperado 47,0 45,5 42,7 39,2 36,4 35,3Cenário 1994/2004 48,5 47,1 43,8 39,6 34,8 32,248,5 35
NORDESTE
Despacho GT Atual (Pleno, excluindo Termomanaus, Pau Ferro I, Xavantes, Potiguar e Potiguar III)
1,1MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV N.M.
Valor Esperado 63,1 60,4 55,6 51,3 48,7 50,1Cenário 1994/2004 63,3 60,6 54,8 47,1 41,7 40,2 4762,9
SUDESTE/CENTRO-OESTE
0,2 MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV N.M.Valor Esperado 47,2 45,9 43,3 40,0 37,7 38,1Cenário 1994/2004 48,7 47,5 44,4 40,4 36,1 34,048,5 35
NORDESTE
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3. Avaliação Energética de Médio
Prazo
2014 – 2017
20
Projeção de Carga de Energia no SIN(revisão EPE e ONS em maio de 2013) *
Crescimento no
período: 4,4% a.a.
PIB 2013/2017:
4,5% a.a.
PEN 2013 2013 2014 2015 2016 2017
SIN – MWmed 63.528 67.192 70.037 72.646 75.569
Crescimento - MWmed - 3.664 2.844 2.610 2.922
Taxa crescimento 4,8% 5,8% 4,2% 3,7% 4,0%
3.664MWmed
2.844 MWmed
2.610 MWmed
2.922 MWmed
Carga de Energia – MW med
* Próxima revisão em setembro de 2013
21
A Expansão da Oferta entre 2012 e 2017
PEN 2013 – Cenário de Referência - Participação por Fonte (MW) e (%)
(1) Considera a participação da UHE Itaipu e PCHs ; (2) Inclui PCTs; (3) Outras usinas térmicas com CVU
(Não considera o próximo LER de agosto/2013 e o A-3 ainda em 2013)
22
TIPO 31/12/2012 31/12/2017 CRESCIMENTO 2013-2017
MW % MW % MW %
HIDRÁULICA 89.521 77,9 107.495 73,3 17.974 20,1
17.294 MW (96%) – UHEs sem ReservatórioUHE Madeira 6.275 MWUHE Belo Monte 6.955 MWUHE Teles Pires 1.820 MWOutras 2.244 MW
680 MW (4%) - UHEs com Reservatório
Desafio com a expansão hidráulica
23
Redução gradativa da regularização plurianual
Plano Decenal 2021
2021
3,35
Novos projetos não possuem reservatórios Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos
projetos hidrelétricos (região da Amazônia) Perda da capacidade de regularização plurianual
Produção hidrelétrica se torna cada vez mais dependente das afluências, que resultam das chuvas
Categoria 101234567
2001 2013 2015 2017
RELAÇÃO EN.ARMAZENADA / CARGA
6,2
5,4
5,0
4,7Necessidade de contratação de expansão termelétrica para garantir o atendimento de energia e ponta
Necessidade de alterar perfil da Matriz de Energia ElétricaQuantos meses de estoque máximo de energia
Desafio com a expansão hidráulica
24
A Energia que liga o País
~
~
~
~
~
~
Belo Monte
Eólicas (*)
Teles Pires
Madeira
Itaipu
Eólicas (*)Uruguai
Argentina
11200
14000 MW
6300 MW
3480 MW
1254 MW
4875 MW
2000 MW
500 MW
SE
SUL
NE (Jul. 2014)
(Jul. 2014)
(*) Rede Básica – sem o 5º LER
Grandes Transferências de Energia
25
Desafios para a operação sazonal
2.900 MWmed
1.000 MWmed
3.700 MWmed
900 MWmed
Grandes DistânciasGrandes Blocos fortementeSazonais
26
Balanço Estático de Garantias Físicas SIN 2013 a 2017
40.000
45.000
50.000
55.000
60.000
65.000
70.000
75.000
80.000
85.000
2014 2015 2016 2017
MW
mé
d
Evolução da oferta de geração e carga - SIN
Oferta de geração Carga
27
OFERTA PEN 2013 -(MWmed) 2013 2014 2015 2016 2017
UHE TOTAL 6.961 6.971 7.041 7.119 7.247
UTE TOTAL 1.739 1.293 1.293 1.293 1.293
PCHs, PCTs e UEEs 982 1.138 1.279 1.319 1.330
OFERTA TOTAL 9.682 9.402 9.613 9.731 9.870
CARGA 10.627 11.019 11.423 11.845 12.288
BALANÇO (945) (1.617) (1.810) (2.114) (2.418)
LER (1º,2º,3º e 4º) 52 86 115 115 115
BALANÇO COM LER (893) (1.531) (1.695) (1.999) (2.303)
Balanço Estático de Garantias Físicas SUL (2013 a 2017)
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Balanço Estático da Região Sul em condições críticas
Indica a importância de expansão da geração local e/ou reforços no sistema de transmissão
29
SUBSISTEMA 2014 2015 2016 2017Sudeste/Centro-Oeste Qualquer Déficit 3,8 3,1 2,8 4,2>1% da Carga 3,2 2,5 2,3 3,7Sul Qualquer Déficit 3,9 3,0 3,2 3,6>1% da Carga 3,1 2,3 2,2 3,1Nordeste Qualquer Déficit 0,8 0,5 0,5 0,9>1% da Carga 0,1 0,2 0,1 0,3Norte Qualquer Déficit 0,8 0,6 0,4 0,4>1% da Carga 0,6 0,5 0,1 0,3
Cenário de Referência – Com base no PMO Maio/2013 Riscos de Déficit (%)
Valores inferiores a 5% ao longo de todo horizonte de análise, estando, dessa forma, de acordo com o critério de garantia postulado pelo CNPE (risco máximo de 5%).
EAR de partida: 62% EARmax
EAR de partida: 64% EARmax
EAR de partida: 48% EARmax
EAR de partida: 97% EARmax
30
SUBSISTEMA 2014 2015 2016 2017
Sudeste/Centro-Oeste
285,74 239,59 231,44 220,83Sul
281,46 237,45 230,83 220,74Nordeste
183,54 149,13 143,87 118,74Norte
183,42 149,58 143,37 111,46
PEN 2013/2017 – Cenário de Referência Custos Marginais de Operação - CMOs (R$/MWh)*
Diferenças de CMOs entre SE/CO/S e N/NE indicam a necessidade de avaliações de reforços nas interligações entre essas regiões.
* médias anuais de 2.000 séries sintéticas
31
Principais Recomendações do PEN 2013
Aumento do atual nível de reserva de geração do SIN através de novas usinas térmicas, em leilões ainda em 2013, em especial na Região Sul.
Avaliar novos reforços (e/ou antecipações) nas interligações SE/CO/S – N/NE e na exportação do Nordeste.
Envidar esforços nas ações para a redução da defluência mínima obrigatória no rio São Francisco.
ANEEL dar continuidade à elaboração de arcabouço regulatório de estímulo à oferta de potência.
32
Fim. Obrigado.