1 Desafios e Cenários da Operação do SIN São Paulo, 10 de Junho de 2013 Hermes Chipp Diretor Geral III SIGAMT

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Desafios e Cenários da Operação do SIN

São Paulo, 10 de Junho de 2013Hermes ChippDiretor Geral

III SIGAMT

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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

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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

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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)

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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


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


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


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


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)


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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

19

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)

28

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




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.

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