xiv cbe - palestra 3 - hermes chipp - 25 outubro 2012

1ONS – A energia que liga o país

Rio de Janeiro, 25/10/2012Hermes ChippDiretor Geral

Desafios à Operação do Sistema Elétrico

XIV Congresso Brasileiro de Energia


Sumário

1. Características da Matriz Elétrica

2. Condições de Atendimento Energético

3. Desafios para a Operação do SIN

4. Desafios Metodológicos


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


Grau de Regularização SIN – PEN 2012

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 (

me

se

s d

e e

sto

qu

e)*

EA

RM

AX

(M

Wm

ês

)

ENERGIA ARMAZENADA MÁXIMA X GRAU DE REGULARIZAÇÃO

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

Plano Decenal 20202020


HVDC

Madeira600 kV DC

Belo Monte 11.231 MW, 2.500 km DC

Complexo do Madeira 6.450 MW, 2.375 km

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

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

500kV AC

Araraquara

440 kV

N. Iguaçu (RJ)

Rio Branco

Araraquara

Rio Verde

Back-to-back 2x400MW

305 km

500 kV

230 kV

+600 kV

600km

A Expansão da Transmissão – Integração de grandes Usinas na Amazônia


SUBSISTEMA 2013 2014 2015 2016Sudeste/C. OesteQualquer Déficit 4,8 3,4 2,3 1,3>1% da Carga 3,8 2,8 1,8 1,1Sul Qualquer Déficit 4,4 3,9 2,6 1,8>1% da Carga 3,4 2,9 2,0 1,2Nordeste Qualquer Déficit 1,8 0,2 0,1 0,1>1% da Carga 0,6 0,0 0,0 0,0Norte Qualquer Déficit 1,7 0,5 0,3 0,2>1% da Carga 1,2 0,4 0,2 0,1

As condições de Atendimento no Médio Prazo *Riscos de Déficit (%)

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


As condições de Atendimento no Médio Prazo *Custos Marginais de Operação (R$/MWh)

SUBSISTEMA 2013 2014 2015 2016Sudeste/C. Oeste

281,71 210,15 158,15 130,58Sul

275,85 207,54 157,22 133,24Nordeste

218,16 119,13 101,21 89,82Norte

218,51 122,67 102,47 90,05

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


Carga que o programa de obras permite atender com os critérios usuais de garantia (riscos de déficit anuais de até 5%)

Carga que o programa de obras permite atender com os critérios usuais de garantia (riscos de déficit anuais de até 5%)

E se houver um maior crescimento da Carga?

Sistema suportaria antecipação do mercado superior a 1 ano a partir de 2014Sistema suportaria antecipação do mercado superior a 1 ano a partir de 2014

55.000

60.000

65.000

70.000

75.000

80.000

2012 2013 2014 2015 2016

Carg

a [M

Wm

édio

]

Carga média anual de energia no SIN - 2012/2016 [MWmédio]

PEN 2012 - Cenário de Referência Mercado de Oferta

Antecipação superior a 1 ano em média

Crescimento 4,6% a.a.





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)


Constatações

1)Falta estrutural de oferta na região Sul é suprida 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 exportação do Sudeste mediante expansão da transmissão é recomendável, ainda que não equacione completamente a questão

Deve-se avaliar leilão regional por fonte, em situações especiais


Estrutural 2014-2016SE/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


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


Análise Adicional com Poços* (2015/2016)SE/CO-S

(*) foi considerado um recurso adicional de 2.100 MW em 2015, que evolui a 4.200 MW a partir de 2016, sendo esta geração hidráulica considerada como abatimento da demanda a ser atendida

Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

70.000

75.000

80.000

85.000

90.000

MW

MESES

Capacidade Efetiva (Hidro + Term. Total)

Disponibilidade de Potência com GT Máxima

Demanda Máxima (Com Reserva Operativa)

Demanda Máxima (Com Reserva Operativa) – Abatida da Injeção de Poços

Disponibilidade de Potência com GT Inflexível

Oferta Hidráulica

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


1. Proposta para aperfeiçoamento dos leilões de energia A-3, LFA e LER

2. Integração das usinas Eólicas

Questões Relacionadas à Geração


Leilões de Energia (A-3, LFA e LER)Proposta para aperfeiçoamento do processo

1. Analisar a possibilidade de adoção do modelo de leilões com a capacidade instalada a ser contratada previamente definida, levando em conta inclusive as eventuais folgas no sistema de transmissão existente

• Possibilidade de estabelecer a expansão necessária do sistema de

transmissão, direcionada para o mínimo custo global

• Possibilidade de definir com maior precisão a tarifa de uso do sistema de

trasmissão para cada ponto de conexão

• Permite estimar previamente o custo das instalações de conexão com

repercurssões positivas em termos do preço da energia a ser ofertada

• Permite implantar as ampliações e reforços do sistema de transmissão

em prazo compatível com a entrada em operação da geração vencedora

no leilão


2. Integração da geração eólica – aspectos sendo estudados pelo ONS com apoio de Consultores e Universidades

• Previsão de vento e dimensionamento quali-quantitativo da reserva de potência

• Localização das usinas em pontos onde a rede elétrica é fraca (baixa potência de curto circuito) necessidade de implantação de reforços

• Comportamento dinâmico das unidades geradoras eólicas – em situações de perturbações no sistema elétrico

• Necessidade de reserva adicional de potência nas usinas hidrelétricas

Integração de usinas


1. Compatibilização entre os cronogramas de geração e transmissão nos leilões de energia

A-3, LFA e LER

2. Integração das usinas da Amazônia e Eólicas

Questões Relacionadas à Transmissão


1. Agilização da implantação dos empreendimentos de transmissão

Criação de GT pelo MME visando à introdução de melhorias no processo

Constituição pelo ONS de grupos de trabalho no âmbito dos estados envolvendo ONS/ANEEL/EPE/Empresas Transmissoras e Distribuidoras com participação das Secretarias de Energia em articulação com os Órgãos Ambientais Estaduais

Compatibilização entre os cronogramas de geração e transmissão nos leilões de energia A-3, LFA e LER


2. Integração das usinas da Amazônia e das Eólicas

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

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

Necessidades de recursos de controle 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

2. Integração das usinas da Amazônia e das Eólicas

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

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

Necessidades de recursos de controle 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

Integração de usinas


Modelos Energéticos

Questões Metodológicas


Dificuldades de previsão, em função da incerteza nas variáveis tempo, clima e precipitação, com implicações para o estabelecimento da política energética, mesmo no horizonte de curto prazo (10 dias)

A previsão de vazões já leva em conta alguns desses aspectos

Objetivo aperfeiçoar o processo de previsão, levando em conta a previsão de clima na previsão de vazões

Aperfeiçoamento do Processo de Previsão Climática


1. Amostragem: distribui os cenários backward de forma equilibrada, obtendo, com poucos cenários e razoável tempo computacional, uma solução estável. Em uso desde outubro de 2010

2. Reamostragem: com a FCF sendo calculada em uma quantidade maior de estados, a tendência é torná-la mais próxima de uma função contínua. Em desenvolvimento pelo CEPEL, previsão de conclusão até 2013

3. Aversão a risco com CV@R: as decisões a serem tomadas pelos modelos NEWAVE e DECOMP, com CV@R, terão um caráter mais conservador, protegendo o SIN contra situações críticas (combinação linear do valor esperado com séries críticas). Em desenvolvimento pelo CEPEL, com previsão de conclusão em 2013

4. Volatilidade: Objetivo de estudar as causas da volatilidade do CMO/PLD, e propor alternativas para sua mitigação. Decidiu-se pela busca de soluções mais estruturadas, como reamostragem e abertura de cenários a partir da segunda semana no DECOMP (em desenvolvimento)

Uso do modelo NEWAVE


FIM

xiv cbe - palestra 3 - hermes chipp - 25 outubro 2012

Documents