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AVALIAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO 2007 - 2011 II Seminário Internacional - UFRJ Rio de Janeiro, 14 / 09 / 07. Hermes J. Chipp. Estrutura da Apresentação. Conceituação Contextualização das Incertezas - Providências Atendimento 2007/2011 – PEN 2007 3.1 – Atendimento 2007 – 2008
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AVALIAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO 2007 - 2011 II Seminário Internacional - UFRJ Rio de Janeiro, 14 / 09 / 07 Hermes J. Chipp
Estrutura da Apresentação • Conceituação • Contextualização das Incertezas - Providências • 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
Objetivo 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.
Garantia Física da Oferta • 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 deProcedimentos Operativospara mitigar as condições adversas.
Característica da Nova Oferta do SIN 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. • Termoelétricacom custo variável unitário compatível para ser despachada em situações que não de hidrologia crítica.
Operação Hidrotérmica Presente Futuro Conseqüências Afluências OK Úmidas Usar Água Ações do ONS para evitar déficit Secas Geração Térmica Minimizada Vertimento=Desperdício Úmidas Guardar Água OK Secas Geração Térmica Maximizada
Operação Hidrotérmica OBJETIVO: Minimizar custo total,do presente ao futuro, através de decisões de: Geração Térmica Geração Hidráulica Intercâmbio entre regiões Corte de carga (déficit)
A Função de Custo Futuro e o Valor da Água Custo Total = Custo Futuro + Custo Imediato $ Atende à carga com águaVolume: ZEROCusto imediato: ZERO Custo futuro: ALTO Custo Imediato Atende à carga com óleoVolume: 100%Custo imediato: ALTO Custo futuro: BAIXO Custo Futuro volume a 0% volume a 100% Volume para mínimo custo total
Risco de Déficit Carga prevista Risco de déficit é o número de séries de afluências que ocasionam déficit em relação ao total de séries simuladas Hipóteses de afluências Déficit
Estoque ou afluências BAIXAS Risco conjuntural ALTO Estoque ou afluências ALTAS Risco conjuntural BAIXO Risco de Déficit
Risco de Déficit Risco de Déficit O risco de déficit é calculado para cada ano do horizonte de estudo e para cada Subsistema Para cada ano 2007 Percentual de séries com déficit Percentual de séries em que odéficit médio anualficouacima de x% da carga 2008 2009 2010 Profundidade 2011
Contextualização das Incertezas - Providências 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).
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% Risco de cruzamento da CAR é superior a x% e de cruzamento da CCO é inferior a y% O risco de cruzamento da CCO é superior a y%
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
3500 Sistema Interligado Nacional - SIN
Médio Prazo Curto Prazo 3º ano 4º ano 5º ano 1º ano 2º ano Sistemática de Avaliação Foco de 2009 a 2011 Foco em 2007 e 2008 Os níveis de armazenamento e as afluências aos reservatórios são determinantes para a segurança do atendimento A expansão da Geração e Transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento. Para superar estiagens deve se utilizar estratégias especiais de operação – Procedimentos Operativos Propostas ao MME/CMSE - EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança
Atendimento 2007 – 2008 Procedimentos Operativos - Curto Prazo
Característica das Afluências – Importância do PeríodoÚmido para Garantir o Atendimento
Estratégia de Operação Visando a Segurança do Atendimento para os dois primeiros anos – Curto Prazo (foco em 2007 e 2008) 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
Nível verificado Final Fev NSPU Verificado Final Jan Afluência CAR Afluência Selecionada para Critério de Segurança Desejado NSPS 10% Proposta do ONS de Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual – Curto Prazo 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 Jan/1ºAno Fev/1ºAno Nov/1ºAno Abr/2ºAno Nov/2ºAno
Atendimento 2007 – 2008 Aplicação dos Procedimentos de Segurança
Atendimento 2007 – 2011 Resultados do PEN 2007
Premissas de Carga Elaboradas pela EPE em conjunto com o ONS Trajetória Superior – PDEE 2007-2016 Trajetória Inferior – PDEE 2007-2016 2007 – 2011: PIB de 4% e taxa de crescimento média anual de 4,9% da carga 2007 – 2011: PIB de 4,8% e taxa de crescimento média anual de 5,5% da carga
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
Evolução da Potência Instalada – MW Valores em 31 de dezembro de cadaano (1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai
Acréscimo anual de Nova Oferta – MW (1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai
Cenários Avaliados Cenários de Referência: Cenário 1: Considera Trajetória Inferior de Mercado – PIB 4% Neste Cenário a oferta atende o princípio de contratação da totalidade do mercado. Cenário 2: Considera Trajetória Superior de Mercado – PIB 4,8% 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).
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).
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.
Distribuição dos Déficits – Cenário 1 Nordeste em 2011 Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado – 89 MWmed
Riscos de Déficit – Cenário 2 (PIB 4,8%) Sem considerar leilão em 2008: 1.400 MWmédios em 2011
Riscos de Déficit – Cenário 2 (PIB 4,8%) Com equilíbrio de oferta 1.400 MWmédios em 2011
1.500 MWmed GH = 4.500 MWmed NE GT = 3.000 MWmed ~ ~ Carga = 9.000 MWmed Contextualização do Atendimento à região Nordeste 2011 Cenário 4 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).
Conclusões e Recomendações 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.
Conclusões e Recomendações 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. Procedimentos Operativos de Curto Prazo são imprescindíveis para mitigar os riscos de desabastecimento no 1º biênio, mesmo em situação de hidrologias adversas.
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).
