Avaliação das Condições de Atendimento e Desafios da Operação … · 2020. 3. 11. · (%MLT) 35,0 53,1 Níveis de Armazenamento Novembro/08 (%EARmáx) 35,0 53,0 Níveis Meta

Avaliação das Condições de Atendimento

e Desafios da Operação do SIN

ABRAGE

Florianópolis, 07 de Outubro de 2008 Hermes J. Chipp

2

1. Procedimentos para aumentar a segurança energética do SIN

2. Avaliação das condições de atendimento

2.1 – Curto Prazo - Estratégia para atingir Nível Meta

2.2 – Médio Prazo - PEN visão maio 2008 e visão atual

3. Integração Energética entre Países

4. Desafios para a Operação do SIN

Sumário

3

1. Procedimentos para Aumentar a Segurança Energética do SIN

4

■ Evolução da Capacidade Instalada em Hidroelétricas

Dificuldades para licenciamento ambientalEscassez de novos projetos

Novas usinas com pequenos reservatórios redução gradativa da regularização plurianual

■ Novas térmicas com CVU elevado, despachadas somente a

partir da caracterização de condições hidrológicas adversas

Características da Nova Oferta

Maior dependência dos períodos chuvosos e necessidade de uso mais intenso de

geração térmica

5

Histórico do SIN - Regularização

Evolução do Volume Útil Acumulado e da Potência Instalada no SIN (Geração Hidráulica)

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Po

tên

cia

In

sta

lad

a (

MW

)

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

Vo

lum

e Ú

til

Potência Instalada (MW)

Volume Útil (10³ hm³ )

T. Marias - 15, 3

Furnas – 17,2

Os 13 maiores reservatórios identificados na figura( VU maior que 5 x 10³ hm³) correspondem a 78% do Volume Útil acumulado no SIN,

Nova Ponte

10,4

Emborcação 13,1

Tucuruí – 39,0

I.Solteira e

Três Irmãos - 16,3

Marimbondo – 5,3

Capivara - 5,7

Sobradinho - 28,7

São Simão – 5,5 -

A.Vermelha - 5,2- ,

Itumbiara - 12,5

Serra da Mesa

–23,7 55% V.U.

6

Perda de Regularização dos Reservatórios

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 20120

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

(R$

/MW

h)

EARmáx / CARGA

CMO verificado

CMO médio mensal Newave

7

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 –Indicadores de Segurança

Foco no 1º biênio Foco no último triênio

Médio PrazoCurto Prazo

1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano

8

Procedimentos Operativos

Para aumentar a garantia do atendimento energético do ano seguinte,

reduzindo a dependência da hidrologia do período úmido, o CMSE

aprovou a implementação de Estratégia de Operação que consiste na

complementação de geração térmica para preservação ao final ano de

“Estoque de Segurança” (Nível Meta de Armazenamento).

Para 2008 o CMSE definiu os seguintes parâmetros:

Nível Meta: SE/CO 53% EARmáx e NE 35% EARmáx

Série de Referência : Séries geradas a partir dos ruídos do histórico Risco de 5% descarte de 4 séries em 76 adotar a 5ª pior série no período do estudo

9

Próximas Etapas

Audiência Pública conduzida pela ANEEL, considerando os seguintes

documentos:

• NT 059 – Procedimentos Operativos de Curto Prazo para Aumento da

Segurança Energética do SIN

• NT 085 – Geração de Cenários de Afluências a partir de Ruídos das

Séries Históricas

• Roteiro detalhando as etapas dos Procedimentos Operativos

O ressarcimento dos encargos decorrentes da utilização antecipada de

geração térmica em relação ao sinal econômico do modelo deverá ser

abordado.

10

2. Avaliação das condições de atendimento

11

2.1 Curto Prazo

12

Armazenamento e Energias Naturais Afluentes

Níveis de Segurança Mensal para Outubro/08

ENA Prevista Outubro/08 ( % MLT )

Armazenamento Previsto para 31/10

PMO Outubro/0852,259,639,333,4

ENAPMO Outubro/08

SE/CO 99S 73NE 69N 79

Níveis de Segurança Mensal

SE/CO 56NE 44

ConclusãoConclusão:Nos casos assinalados ( ) a EAR do PMO (SE/CO) é menor do que a EARdo nível de segurança. É necessária a aplicação dos Procedimentos Operativos.

13

Recurso Térmico Disponível

GT1A composto por GT nuclear, gcomposto por GT nuclear, gáás e carvãos e carvão..GT1B composto por GT a composto por GT a óóleo. Imediatamente disponleo. Imediatamente disponíível quando comandado pelo ONS.vel quando comandado pelo ONS.GT2 UTEs a gás que podem operar com óleo Necessitam de logística de suprimento de combustível para a

sua operação

1.197,00Total

537,00NE

150,00S

510,00SE

GT2Região

9.305,50Total

1.825,30NE

2.015,00S

5.465,20SE

Total Região

=

1.108,50

249,20

240,00

619,30

GT1B

8.108,507.000,00Total

1.288,301.039,10NE

1.865,001.625,00S

4.955,204.335,90SE

GT1GT1ARegiã

o

+

PerPerííodo Outubro odo Outubro –– Novembro Novembro –– valor mvalor méédio mensaldio mensal

14

Níveis de Segurança em 31/10 e GT utilizada

GT utilizada no Mês de Outubro/08

Ordem Mérito

3.462

349

432

2.681

PMO Outubro/08 Original

6.789,4TOTAL

GT1A

916,4

1.582,8

4.290,2

PMO Outubro/08 c/ Procedimentos

OperativosRegião

SE/CO

S

NE

Recurso Térmico

Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões

39,4

52,2

Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08

Original (%EARmáx)

44,0

54,1

Níveis de Armazenamento PMO

Outubro/08 c/ Procedimentos

Operativos (%EARmáx)

Região

Níveis de Segurança

Mensal(%EARmáx)

SE/CO 56,0

NE 44,0

A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade do despacho pleno de GT1A no mês de outubro.

Mesmo assim, o armazenamento no SE/CO é 1,9 %EAR máx inferior ao Nível de Segurança indicado para o mês.

15

Avaliação da Necessidade de Despacho de GT1B

UtilizandoUtilizando--se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de novembro, os nnovembro, os nííveis de armazenamento situaramveis de armazenamento situaram--se acima dos Nse acima dos Nííveis veis Meta Meta Não hNão háá necessidade de despacho de GTnecessidade de despacho de GT1B1B no mês de outubro.no mês de outubro.

44,0

54,1

Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 c/

Procedimentos Operativos (%EARmáx)

Região

SE/CO

NE 65

97

ENAValor Esperado

Nov/08(%MLT)

35,0

53,1

Níveis de Armazenamento

Novembro/08(%EARmáx)

35,0

53,0

Níveis MetaNovembro/08(%EARmáx)

Níveis de armazenamento previstos para Novembro/08, considerando-se o Valor Esperado da Previsão de Afluências

16

Níveis de Segurança em 31/10 Rev.1

Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões

42,0

51,9

Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08

Rev.1(%EARmáx)

44,0

54,1

Níveis de Armazenamento PMO

Outubro/08 c/ Procedimentos

Operativos (%EARmáx)

Região

Níveis de Segurança

Mensal(%EARmáx)

SE/CO 56,0

NE 44,0

A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade de manter o despacho pleno de GT1A no mês de outubro.

ENA ( %MLT )

SE/CO 102S 65NE 86N 64

PMO Outubro Rev.1

17

2.2 Médio Prazo

PEN – Maio/2008

18

Premissa de crescimento da economia com PIB de 5% de 2009 a 2012 com reflexos no crescimento da carga com taxa média anualde 5,1%.

Premissas de Crescimento da Carga

ANOPrevisão de Carga (MWmed)

2009 55.930

2010 58.730

2011 61.420

2012 63.966Obs: Inclui a carga do sistema Acre – Rondônia.

19

Evolução da Oferta – Participação por Fonte

2007 2012

Hidroelétricas (MW)(%)

79.75082,9%

84.05175,4%

Termoelétricas (MW)(%)

13.09313,6%

20.27218,2%

PCHs (MW)(%)

1.7201,8%

3.4743,1%

PCTs (MW)

(%)1.680

1,7%

3.6233,3%

Total em MW 96.243 111.419

20

Evolução da Oferta do SIN – Acréscimo Anual (MW)

Tipo 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Hidráulica 85 614 2.105 1.490 6 4.300

Térmica 1.029 2.179 2.336 160 1.476 7.180

Nuclear 0 0 0 0 0 0

Proinfa 955 425 0 0 0 1.380

Outras – PCHs+PCTs 1.056 916 274 70 0 2.316

Oferta Nova 3.125 4.134 4.715 1.720 1.482 15.176

21

Evolução do Termo de Compromisso Petrobras - GN

Eventos MarcoUTEs TC

(MWmed)

1º Sem. 2008 2.333

GNL no NE (Pecém) – set/08 Gasoduto Campinas – Rio Fase II Termoaçu Gasoduto Cabiúnas - Vitória – fev/08

2º Sem. 2008 3.701

Gasoduto Japeri – REDUC Gasoduto Catu – Itaporanga e Compressão em Pilar Aumento Produção Manati

1º Sem. 2009 4.469

GNL no SE (Rio de Janeiro) GASENE (Cacimbas – Catu)

2º Sem. 2009 5.765

GASBEL II 1º Sem. 2010 5.977

Ampliação da Compressão do Gasbol – trecho Sul Usina Térmica de Cubatão Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté (Gás de Mexilhão)

2º Sem. 2010 6.659

Termo de Compromisso: 2.333 MWmedjun/08 6.659 MWmeddez/2010

GT = 4.326 MWmed

22

SUBSISTEMA 2009 2010 2011 2012SUDESTE/CENTRO-OESTEQualquer Déficit 1,3 3,3 5,0 5,4>1% da Carga 1,0 2,9 4,0 4,5SUL

Qualquer Déficit 1,1 5,7 3,9 6,4>1% da Carga 0,8 2,3 2,8 3,4NORDESTE

Qualquer Déficit 1,4 3,1 6,3 2,9

>1% da Carga 1,0 1,9 2,3 1,6NORTE

Qualquer Déficit 1,4 2,5 2,7 2,7>1% da Carga 0,8 2,2 2,1 1,9

Resultados – Riscos de Déficit

Níveis de Partida – 30/04/08 - % EARmáx

SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%

23

46

2921

179 7 5 3 2 2 1 0

125

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

qq

>=1%

>=2%

>=3%

>=4%

>=5%

>=6%

>=7%

>=8%

>=9%

>=10

%

>=11

%

>=12

%

PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL

NÚ

ME

RO

DE

SÉ

RIE

S

% da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11%MWmed 89 177 266 354 443 531 620 708 797 885 974

Distribuição dos Déficits no NE em 2011

24

Fatos Relevantes

Após a emissão do PEN, no período de maio a setembro,

ocorreram os seguintes fatos relevantes:

Revisão da Previsão da Carga por EPE/ONS em setembro

Leilão de Energia de Reserva – LER em 14/08/2008

Leilão de Energia Nova – A-3 em 17/09/2008

Antecipação do aproveitamento da UHE Santo Antônio para

maio 2012

25

Revisão das Previsões de Carga (MWmed)

Obs. Inclui a carga do sistema AC-RO

PEN - Maio/08 PEN – Outubro/08

ANOCarga

(MWmed)

Crescimento

(%)

2009 55.930 5,9

2010 58.730 5,0

2011 61.420 4,6

2012 63.966 4,1

ANOCarga

(MWmed)

Crescimento(%)

VariaçãoPrev.Ant. (MWmed)

2009 55.130 5,6 - 800

2010 57.915 5,1 - 815

2011 60.602 4,6 - 818

2012 63.240 4,4 - 726

26

1º Leilão de Energia de Reserva (1º LER/2008) de 14/08/08

Sudeste/Centro-Oeste27 UTEs = 2070 MWTotal SE/CO = 2070 MW

Total de 28 Empreendimentos (28 UTEs)Acréscimo a partir de abr/2009 a dez/2012: 2.100 MW

Nordeste1 UTE = 30 MWTotal NE = 30 MW

Entregas em 2009 e 2010Entregas em 2009 e 2010

27

750 SE/CO

26 NE

SE/CO

552 SE/CO

8 NE

678 SE/CO

26 NE

Montantes anuais - MWmed (Fonte: EPE)

LER 2008 - Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed]

23

312394

507

46

560

704776

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2009 2010 2011 2012

Energia vendidaDisponibilidade de energia

Total das Garantias Físicas

28

Integração da Biomassa à Rede Elétrica

Para a integração dos empreendimentos vencedores do LER foi

realizada reunião em 01/10 com a participação dos

empreendedores, do ONS, ANEEL, MME e EPE, bem como das

distribuidoras e transmissoras envolvidas, com o objetivo de

analisar a integração de usinas vendedoras no LER (ACR) e ACL.

Para os estados de MS e GO foi realizado estudo de planejamento

específico a fim de dimensionar o sistema de transmissão capaz

de permitir a integração das usinas, estando prevista a realização

dos leilões das ICGs para Novembro de 2008

A energia de 750 MWmed a partir de 2012 na região SE/CO

corresponde a um ganho de armazenamento de cerca de 3%

EARmax.

29

Resultados do LEN (A-3) realizado em 17/09/2008

Total de 10 Empreendimentos (10 UTEs)Acréscimo a partir de jan/2011 a dez/2012: 1935 MWEnergia associada : 1076 MW med ( 96 no SE/CO e 980 no NE).

Entregas a partir de 2011Entregas a partir de 2011

UTE José de Alencar - 300 MW

UTE Linhares - 204 MW

UTE Camacari 1 - 176 MWUTE Catu - 176 MWUTE Dias Davila 1 - 176 MWUTE Dias Davila 2 - 176 MWUTE Sr Bonfim - 176 MWUTE Feira de Santana - 176 MW

UTE Pernambuco IV - 200.8 MW

UTE Santa Rita Cassia - 174.6 MW

30

Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012,segundo cronograma proposto pelo empreendedor à ANEEL Antecipação p/maio

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

MW

med

Garantia FísicaAnual

249 MWmed

2 máquinas

4 máquinas

6 máquinas

7 máquinas

8 máquinas

9 máquinas

Média anual: 249 MWmed

143 MWmed

641 MWmed

Aproveitamento do rio Madeira – UHE Santo Antônio

‘

Antecipação da entrada em operação para

mai/2012 aumenta a confiabilidade do

atendimento

31

Evolução da Oferta (MW) – Participação por Fonte – Outubro/08

20072012

Maio/08

2012

Out/08

Hidroelétricas (MW)(%)

79.75082,9%

84.05175,4%

84.74572,8%

Termoelétricas (MW)(%)

13.09313,6%

20.27218,2%

22.14219,0%

PCHs (MW)(%)

1.7201,8%

3.4743,1%

34743,0%

PCTs (MW)

(%)1.680

1,7%

3.6233,3%

61025,2%

Total em MW 96.243 111.419 116.463

Em termos de energia o acréscimo em relação ao PEN maio/08, a partir de 2012, é de 2101 MWmed.

32

Balanço Estático de Energia - Premissas Básicas – 2008

• Valores verificados de carga de janeiro/2008 a agosto/2008

• Disponibilidade térmica com as seguintes alterações:

zero217 MWmed (Port. 153/2005)Uruguaiana

zero431 MWmed (GF)Cuiabá

Novo balançoPEN 2008UTE

33

Balanço Estático de Energia 2008 - SIN

34

Balanço Estático de Energia - Premissas Básicas – 2009/2012

O balanço estático de energia toma por base os valores de energia assegurada / garantia física dos empreendimentos, em conformidade com os documentos formais do Poder Concedente.

Premissas:

• Revisão da Carga do PEN 2008 de janeiro/2009 a dezembro/2012

• Cronograma de expansão da oferta do DMSE para o PMO de out/2008, mais as

usinas do 6º LEN (A-3) e a antecipação para mai/2012 da UHE Santo Antônio

• Disponibilidade térmica com as seguintes alterações em relação ao PEN 2008:

2008 a 2011 - TC2012 - zero

2008 a 2011 - TC2012 - 390 MWmed (GF)

Araucária

2008 - zero2009 a 2012 - zero

2008 - 217 MWmed2009 a 2012 - zero

Uruguaiana

2012 mesmo valor do TC em 20112012 disponibilidade máximaUsinas do TC

zero (em todo o horizonte)431 MWmed (GF em todo o horizonte)

Cuiabá

Novo balançoPEN 2008UTE

35

Balanço Estático de Energia 2009/2012 - SIN

Obs.: Não inclui Acre-Rondônia

SIN (MWmed) 2009 2010 2011 2012

UHE TOTAL 42.238 43.041 44.455 44.899

UTE TOTAL 9.486 12.154 13.976 14.479

PROINFA 995 1.012 1.012 1.012

Outras pequenas UHEs e UTEs

2.306 2.536 2.594 2.597

OFERTA TOTAL 55.025 58.743 62.036 62.986

CARGA 54.737 57.430 60.068 62.666

BALANÇO 288 1.313 1.968 320

LER 46 560 704 776

BALANÇO COM LER 335 1.873 2.672 1.096

36

SUBSISTEMA 2009 2010 2011 2012Sudeste/Centro-OesteQualquer déficit 0,9 3,0 3,4 3,5>1% da Carga 0,7 2,7 2,4 2,6SulQualquer déficit 0,9 3,4 2,4 3,8>1% da Carga 0,6 1,8 1,9 2,5NordesteQualquer déficit 0,9 2,5 1,5 1,2>1% da Carga 0,5 1,6 0,4 0,2NorteQualquer déficit 0,8 2,1 1,6 1,5>1% da Carga 0,7 1,7 1,0 1,1

Resultados atualizados do PEN – Riscos de Déficit


SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%

37

SUBSISTEMA 2009 2010 2011 2012Sudeste/Centro-OesteQualquer déficit 2,1 4,7 3,7 4,3>1% da Carga 1,5 3,2 2,9 3,3SulQualquer déficit 1,9 2,7 2,2 4,2>1% da Carga 1,3 2,0 1,9 2,4NordesteQualquer déficit 2,1 3,4 1,9 1,2>1% da Carga 1,3 1,6 0,2 0,2norteQualquer déficit 1,3 3,4 1,9 2,0>1% da Carga 1,1 2,1 1,6 1,2

Resultados atualizados do PEN – Riscos de Déficit


SE/CO: 58% S: 58% NE: 53% N: 47%

38

Integração dos Sistemas Isolados Acre – Rondônia e Manaus - Macapá

A interligação do Acre – Rondônia ao SIN, considerada no PEN a

partir do início de 2009, irá propiciar uma significativa redução da

necessidade de geração térmica, com redução anual dos custos da

ordem de R$ 800 milhões.

Embora ainda não considerada no PEN, raciocínio análogo é

aplicável para a interligação Tucuruí – Manaus – Macapá prevista a

partir de 2012, pois permite a eliminação quase que por completo

do subsídio da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC através

de energia mais barata, proveniente do SIN, com economia anual

esperada de dispêndio com geração térmica da ordem de R$ 1,8

bilhões.

39

4. Integração energética entre países

40

• Integração eletroenergética do Brasil com os países do Cone Sul realizada mediante intercâmbios bilaterais:

- Regidos por contatos entre comercializadores, e

- Operacionalizado através de Acordos Operativos entre Operadores.

Perda de oportunidades não são explorados os benefícios da interligação

Situação Atual

• Intercâmbios efetivados:

- Em condições de emergência modalidade auxílio operativo

- Através de excedentes energéticos geração térmica e vertimentos

- Esse ano foram efetivadas trocas energéticas mediante acordos bilaterais entre governos para auxílio em situação energética desfavorável, com devolução da energia exportada

41

Situação Atual

AR BR

PA - Preço Argentina PB - Preço Brasil

Sistemas simulados independentemente

Implantar oferta de energia em volume e preço na fronteira,

respeitando-se o arcabouço regulatório de cada país.

Proposta

42

5. Desafios para a Operação do SIN

43

Desafios para a Operação do SIN

Para enfrentar os desafios de natureza metodológica, estudar e propor melhorias para os modelos computacionais utilizados na operação do sistema elétrico, foi criado em 2003 o GT2 –Grupo de Trabalho de Aperfeiçoamento de Modelos e Evolução Metodológica do Planejamento e Programação da Operação,coordenado pelo ONS/CCEE, que conta com a participação dos Agentes, do Cepel e da EPE.

44

A volatilidade do CMO tem efeitos indesejáveis no despacho de geração térmica (conhecido como efeito “bang-bang”), bem como nas variações bruscas do PLD no mercado de curto prazo.

A freqüência e a intensidade dessas oscilações do CMO/PLD podem não dar adequada sinalização econômica para a expansão da oferta.

Questão Prioritária - Volatilidade

45

Questão Prioritária - Volatilidade

Propostas mitigadoras em estudo:

Amortecer o efeito da propagação da volatilidade hidrológica no cálculo da estratégia operativa (Newave)

• Através da aplicação de redutor da dependência temporal das afluências previstas no cálculo da estratégia.

• Estudo da não consideração da tendência hidrológica do passado recente no cálculo da estratégia de operação. Este estudo foi motivado por sugestão dos Agentes em Força Tarefa e encontra-se em andamento com previsão de término no final de outubro.

Amortecer o efeito no CMO das variações semanais de afluências no processo de elaboração do PMO e suas revisões (Decomp)

• Definição do CMO para a semana operativa com base na média dos CMOs de semanas anteriores, obtidos pela cadeia dos modelos de planejamento e programação da operação.

46

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

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650

700

jan

/07

rev0

jan

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rev2

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07 r

ev0

fev/

07 r

ev2

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07 r

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v3

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v3

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v1

mai

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v3

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rev1

jun

/07

rev3

jul/

07

rev0

jul/

07

rev2

ag

o/0

7 r

ev0

ag

o/0

7 r

ev2

ag

o/0

7 r

ev4

se

t/07

re

v1

se

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v3

ou

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re

v1

ou

t/07

re

v3

no

v/07

re

v1

no

v/07

re

v3

dez

/07

re

v0

dez

/07

re

v2

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rev0

jan

/08

rev2

fev/

08 r

ev0

fev/

08 r

ev2

fev/

08 r

ev4

ma

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re

v1

ma

r/08

re

v3

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re

v1

ab

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v3

mai

/08

re

v1

mai

/08

re

v3

jun

/08

rev0

jun

/08

rev2

jul/

08

rev0

jul/

08

rev2

ag

o/0

8 r

ev0

ag

o/0

8 r

ev2

ag

o/0

8 r

ev4

se

t/08

re

v1

se

t/08

re

v3

CMO carga média [R$/MWh]

CMO médio 5 semanas [R$/MWh]

Comparação do CMO obtido através de médias dos CMOs semanais

2007 2008

47

Desafios com Relação à Segurança Operativa do SIN

Estabelecer Indicadores de Segurança associados a distintos

graus de severidade com o objetivo de definir providências e

ações a serem implementadas, com prévia aprovação do

CMSE/MME, visando a segurança do atendimento energético,

tornando mais robustas as recomendações do PEN.

48

Curvas de Segurança de Referência

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

O risco de cruzar a CCO é superior a y%

O risco de cruzar a CAR é superior a x%e de cruzar a CCO é inferior a y%

Risco de cruzar a CAR é inferior a x%

49

Ações para Mitigação de Condições Desfavoráveis

• Antecipação de entrada em operação de obras

de geração e transmissão,

• Dimensionamento de Reserva de Capacidade,

• Despacho antecipado na base de geração

térmica e importação de energia

Médio Prazo

Curto Prazo

50

Cálculo do Risco de Racionamento

O ONS vem desenvolvendo metodologia para o cálculo do risco de racionamento, baseada nas seguintes premissas:

Utilização da experiência do racionamento 2001 – 2002

Racionamento equânime entre regiões (profundidade e abrangência)

Início após caracterização do período úmido (fev – março)

Continuidade até caracterização da próxima estação chuvosa

Uniformidade do racionamento (% da carga)

Restrição de armazenamento dada por uma Curva Crítica de Operação (condição de barreira para evitar operação a fio d’água)

51

FIM

52

Estratégia para atingir o Nível Meta

ENAs Previstas para Outubro e Novembro/08 ( % MLT )

De acordo com os Institutos de previsão meteorológica, o início do período úmido deverá acontecer durante o mês de outubro com precipitações dentro da média até o mês de dezembro.

Para atingir os Níveis Meta ao final de novembro/08 é necessário um despacho térmico adicional da ordem de 1.000 MWmed/mês em relação àgeração térmica atualmente verificada (5.500 MWmed). Será efetuado um monitoramento das afluências para definir o montante de GT adicional mínimo necessário.

ENA - PMO Out/08 ENA Nov/08

SE/CO 99 97

Sul 73 91

Nordeste 69 65

Norte 79 74

53

Balanço Estático de Energia 2008 - SE/CO

54

Balanço Estático de Energia 2008 - SUL

55

Balanço Estático de Energia 2008 - NE

56

Balanço Estático de Energia 2008 - NORTE

57

Balanço Estático de Energia 2009/2012 - SE/CO

Obs.: Não inclui Acre-Rondônia

SE/CO (MWmed) 2009 2010 2011 2012

UHE TOTAL 25.733 26.205 26.673 26.952

UTE TOTAL 5.922 6.960 7.295 7.249

PROINFA 551 567 567 567


1.743 1.901 1.942 1.942

OFERTA TOTAL 33.949 35.632 36.476 36.708

CARGA 33.846 35.553 37.135 38.696

BALANÇO 102 79 (659) (1.987)

LER 46 552 678 750

BALANÇO COM LER 149 631 19 (1.237)

58

Balanço Estático de Energia 2009/2012 - SUL

SUL (MWmed) 2009 2010 2011 2012

UHE TOTAL 6.092 6.358 6.837 6.942

UTE TOTAL 1.267 1.686 1.772 1.407

PROINFA 248 248 248 248


392 445 455 458

OFERTA TOTAL 7.999 8.737 9.312 9.055

CARGA 9.039 9.442 9.872 10.301

BALANÇO (1.041) (706) (560) (1.246)

LER - - - -

BALANÇO COM LER (1.041) (706) (560) (1.246)

59

Balanço Estático de Energia 2009/2012 - NE

NE (MWmed) 2009 2010 2011 2012

UHE TOTAL 6.249 6.249 6.249 6.249

UTE TOTAL 2.297 3.266 4.667 5.248

PROINFA 196 197 197 197


135 154 160 160

OFERTA TOTAL 8.876 9.866 11.273 11.854

CARGA 7.913 8.289 8.696 9.103

BALANÇO 963 1.577 2.578 2.752

LER - 8 26 26

BALANÇO COM LER 963 1.585 2.604 2.778

60

Balanço Estático de Energia 2009/2012 - NORTE

NORTE (MWmed) 2009 2010 2011 2012

UHE TOTAL 4.164 4.229 4.696 4.756

UTE TOTAL - 242 242 575

PROINFA - - - -


37 37 37 37

OFERTA TOTAL 4.201 4.508 4.975 5.368

CARGA 3.938 4.146 4.366 4.567

BALANÇO 263 362 609 801

LER - - - -

BALANÇO COM LER 263 362 609 801

Avaliação Energéticado

Sistema Interligado Nacional

Outubro de 2008

DGT/SPO/DPLE

N

SE

NE

S

BOA

REGULAR

RUIM

SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN

EAR = 45,3%CON = 29%ENA = 57%

EAR DO DIA 03 de Outubro/08CAR ARMAZENAMENTO AO FINAL DO MÊSENA ACUMULADA NO MÊS ATÉ O DIA 03/10/08

EAR = 54,1%CAR = 22%ENA = 65%

EAR = 57,3%CAR = 43%ENA = 94%

EAR = 53%CAR = 16%ENA = 52%

Situação

N

SE

NE

BOA

REGULAR

RUIM

BALANÇO ENERGÉTICO DO SIN

859

1.320

2.179681

4.4064.410

ITAIPU 60 Hz

ITAIPU 50 Hz

CARGA = 3.780GHID = 2.921

GTER = 0 PLD = 100,52

CARGA = 7.756GHID = 5.645

GTER = 90GEOL= 21

PLD = 100,52

CARGA = 31.872GHID = 20.644GNUC = 1.844GTER = 2.688PLD = 100,52

CARGA = 8.283GHID = 7.013GTER = 646GEOL = 87

PLD = 100,52

EXPORTAÇÃO

531

5.151

• VALORES MÉDIOS (MWmed) OBSERVADOS NO PERÍODO DE 27/Set a 03/Out.

• PLD MÉDIO (R$/MWh) - SEMANA DE 27/Set a 03/Out.

6

S

Carga8.283 MWmed

BALANÇO ENERGÉTICO DA REGIÃO SUL

ENA = 52 % MLT(6.360 MWmed)acumulado no

mês até dia 03/10

EAR = 53,0% VU(9.770 MWmês)

Dia 03 de Outubro/08

Ger. Hidráulica7.013 MWmed

Ger. Térmica646 MWmed

Interc. SE/S6 MWmed

ANDE0 MWmed

Argentina531 MWmed

Uruguai0 MWmed

Recurso Requisito

Valores médios observados no período de 27/09/08 a 03/10/08

Ger. Eólica87 MWmed

IGUAÇU52,0

XX%

XX%

ENERGIA ARMAZENADA

PARTICIPAÇÃO NO SUL

50,2

1,9

OUTRAS SUL

JACUÍ23,3 71,2

URUGUAI22,8 47,1

ENERGIA ARMAZENADA - REGIÃO SUL

03/10/2008

TRANSFERÊNCIA DE ENERGIA ENTRE REGIÕES

Valores previstos para a semana de 04/10 a 10/10

PREVISÃO CLIMÁTICA

Fonte: CPTEC/INPE

PREVISÃO CLIMÁTICA

Fonte: SIMEPAR

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUDESTE

0,0

10,020,0

30,0

40,0

50,060,0

70,0

80,090,0

100,0

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezArmazenamentos no final do mês

EA

R (

%)

2003 2004 2005 2006 2007 2008

CAR 2008 / 2009

51,9 % Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUDESTE

0,010,0

20,030,040,050,0

60,070,0

80,0

90,0100,0


EA

R (

%)

2003 2004 2005 2006 2007 2008

CAR 2008 / 2009

51,9 % Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01 Estudo Prospectivo ONS

ENA (%Mlt)Nov97

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUL

0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0

100,0


EA

R (

%)

2003 2004 2005 2006 2007 2008

CAR 2008 / 2009

57,7% Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUL

0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0

100,0


EA

R (%

)

2003 2004 2005 2006 2007 2008

CAR 2008 / 2009


Estudo Prospectivo ONSENA (%Mlt)

Nov91

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORDESTE

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0


EA

R (%

)

2003 2004 2005 2006 2007 2008

CAR 2008 / 200942,0% Valor

esperado – PMO Ou/08 Rev. 01

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORDESTE

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0


EA

R (%

)

2003 2004 2005 2006 2007 2008

CAR 2008 / 200942,0% Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01

Estudo Prospectivo do ONSENA (% mlt)

Nov65

ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORTE

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0


EA

R (%

)

2003 2004 2005 2006 2007 2008

CON 2008


ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORTE

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0


EA

R (%

)

2003 2004 2005 2006 2007 2008

CON 2008


Estudo Prospectivo do ONSENA (% mlt)

Nov74

DECISÃO TÉRMICA DO SIN

Outubro 2008 - Semana 2

Mérito34%

GE15%

Gfom/Gsub6%

N. Desp.14%

Inflex.31%

Disp. total do SIN = 8820MW *

1234 MW

506 MW

1300 MW

2768 MW*

3090 MW*

* Valores previstos no deck do Decomp

OUTROS FATOS RELEVANTES

• Continuam despachadas térmicas a carvão e gás, não indicadas para despacho por ordem de mérito, de acordo com a determinação do CMSE. O Custo acumulado até30/09 é de 2,3 bilhões de reais, aproximadamente.

• Teve início em 24/05/2008 a exportação, em caráter excepcional, de energia de origem hidrelétrica do subsistema SE/CO para o sistema elétrico argentino. A Resolução CNPE Nº 5, de 17/06/08, estendeu ao Uruguai este tipo de suprimento. O fornecimento total de energia nesta modalidade estará limitado a 500 MWmed, sendo efetivado no período de maio a agosto de 2008, e compensado obrigatoriamente pelo sistema elétrico argentino no período de setembro a novembro/2008.

Exportação p/ Argentina

114

358 428 418 434517 493

-405

-1299

-184

425 416

115

-61

-619

-388

0 0

354

463

330

757

478 411

518

291

00

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

16-mai 23-mai 30-mai 6-jun 13-jun 20-jun 27-jun 4-jul 11-jul 18-jul 25-jul 01-ago 08-ago 15-ago 22-ago 29-ago 05-set 12-set 19-set

Ger. Térmica a partir de 10/mai

Ger. Hidráulica a partir de 21/mai

354 577 688 1185 896 845 1035 784 -405 -1299 -184 425 416 115 -61 -619

MaioMaio JunhoJunho JulhoJulho AgostoAgosto

Dados verificados até 19/09/2009

Saldo para devolução:7,95%

do montante exportado

SetembroSetembro

Devolução de Energia a partir de 09/07

-388

613,52 527,36 687,71 709,97 661,80 625,32 627,41 635,47 - - - - - - - - - - - -

- 34,04 50,52 76,20 76,20 70,41 76,83 88,21 91,37 102,64 110,35 146,30 138,69 118,13 79,16 71,64 93,55 106,10 119,11 121,65

Custo da Exportação (R$/MWh)

Fonte: ONS

Exportação p/ Uruguai

21

0 0

9

25

20

0 00

5

10

15

20

25

30

19-jul a 25/jul 26-jul a 01/ago 02-ago a 08/ago 09-ago a 15/ago 16-ago a 22/ago 23-ago a 29/ago 30-ago a 05/set 06-set a 12/set 13-set a 19/set

Int. Uruguai - UY

SetembroSetembroAgostoAgostoJulhoJulho

Exportação de Energia de origem

hidráulica 19/07/2008

Exportação de Energia de origem

hidráulica 19/07/2008

Exportação de Energia de origem Térmica desde 11/12/2007

Exportação de Energia de origem Térmica desde 11/12/2007

• Total de Exportação Hidráulica = 12.549 MWh

• Nº Horas mês = 730,56 ( 24h * 30,44dias)

•Total de Exportação Hidráulica = 17 MWmed

• Total de Exportação Hidráulica = 12.549 MWh

• Nº Horas mês = 730,56 ( 24h * 30,44dias)

•Total de Exportação Hidráulica = 17 MWmed

Fonte: ONS

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORTE

2006 2007 2008

33,4

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0Ja

n

Fev

Mar

Ab

r

Mai

Jun

Jul

Ag

o

Set

Ou

t

No

v

Dez

Jan

Fev

Mar

Ab

r

Mai

Jun

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Ag

o

Set

Ou

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No

v

Dez

Jan

Fev

Mar

Ab

r

Mai

Jun

Jul

Ag

o

Set

Ou

t

No

v

Dez

EA

R (

%)

VERIFICADO

CON

PMO Outubro Rev. 01

ENA = 64% MLT

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORDESTE

2006 2007 2008

42,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0Ja

n

Fev

Ma

r

Ab

r

Ma

i

Ju

n

Ju

l

Ag

o

Se

t

Ou

t

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v

De

z

Ja

n

Fev

Ma

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Ju

n

Ju

l

Ag

o

Se

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Ou

t

No

v

De

z

Ja

n

Fev

Ma

r

Ab

r

Ma

i

Ju

n

Ju

l

Ag

o

Se

t

Ou

t

No

v

De

z

EA

R (

%)

CAR

VERIFICADO

PMO Outubro Rev. 01

ENA = 86 % MLT

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUDESTE

2006 2007 2008

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0Ja

n

Fev

Ma

r

Ab

r

Mai

Ju

n

Ju

l

Ag

o

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Ou

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No

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De

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Ja

n

Fev

Ma

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Ju

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Ja

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Fev

Ma

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Ab

r

Mai

Ju

n

Ju

l

Ag

o

Set

Ou

t

No

v

De

z

EA

R (

%)

CAR

VERIFICADO

PMO OutubroRev. 01

ENA = 102 % MLT

51,9

ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUL

2006 2007 2008

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0Jan

Fev

Ma

r

Ab

r

Ma

i

Ju

n

Ju

l

Ag

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Ou

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v

Dez

Jan

Fev

Ma

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Ju

n

Ju

l

Ag

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No

v

Dez

Jan

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Ma

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Ab

r

Ma

i

Ju

n

Ju

l

Ag

o

Se

t

Ou

t

No

v

Dez

EA

R (

%)

CAR

VERIFICADO

PMO OutubroRev. 01

ENA = 65 % MLT

57,7

FIM

ENERGIA ASSEGURADA

GTAE - Grupo de Trabalho de Acompanhamento do Planejamento

Eletroenergético

PARA QUE SERVE

Garantia Física Lastro Placa Energia passível de comercialização Principal fonte de rendimento de uma usina

HISTÓRICO

Primórdios do setor elétrico - Energia Firme– é o valor médio de energia que a usina é capaz de gerar ao

longo do período crítico do sistema.

Até a entrada em operação de ITAIPU (1980) os sistemas Sul e Sudeste eram considerados isolados um do outro.

– EF Foz do Areia = 380 MWmed

HISTÓRICO

Com a entrada em operação da LT 750 kV Foz - Ivaiporã- Tijuco Preto, por decreto, passou-se a considerar interligadas as regiões Sudeste e Sul.

As regiões Sul e Sudeste passam a ser ter um único período crítico .– EF Foz do Areia = 712 MWmed

HISTÓRICO

1987 - Introdução do critério probabilístico na garantia de atendimento. Energia Garantida– Configuração garante o atendimento à carga com 95 % de

probabilidade (5% de risco de déficit).– Rateio entre as fontes geradoras ponderado pelo CMO

(Custo Marginal de Operação)– Modelos do GCOI - BACUS e OPUS– Modelos do GCPS – MSSSE e MSUI

HISTÓRICO - BACUS

Modelo de Simulação a Subsistemas Equivalentes - 2.000 séries de energia afluente.

Intercâmbio entre subsistemas baseado no menor custo marginal de operação.

Capacidade - Dois subsistemas Produtos - Energia Garantida por fonte e por subsistema.

HISTÓRICO - OPUS

Modelo de Simulação a Usinas Individualizadas Simulação hidráulica do histórico de afluências de carga

fornecida pelo BACUS Operação em paralelo como regra de decisão Rateio da Energia Assegurada dos blocos hidráulicos pela

geração individualizada ponderada pelo CMO de cada subsistema

HISTÓRICO Planos de Operação

Valores de Energia Garantida recalculados anualmente. Participação ativa dos agentes. Rateio da sobras ou déficits proporcionalmente à carga ou

à oferta. Plano de 1998 – Entrada em operação da linha Norte – Sul.

– 4 Subsistemas interligados – Esgotamento dos modelos em uso.

HISTÓRICO Contratos Iniciais – E. Gar.

Calculados para o período de Setembro de 1998 a 2001. Contratos de 2002 repetem os de 2001 A partir de 2003 redução de 25 % ao ano Tentativa de utilização do modelo NEWAVE em

substituição ao BACUS.

HISTÓRICO Contratos Iniciais

Agentes (GCOI) decidem adotar o maior valor entre o calculado com o NEWAVE e o utilizado no Plano de Operação de 1998.– Somatório dos lastros físicos maior que a capacidade de

atendimento do SIN; ANEEL cria a Energia Assegurada EAss = EG x 0,95 para usinas hidroelétricas

– Exceção para as PCH’s e para ITAIPU.– Usinas Térmicas não são afetadas.

HISTÓRICO Energia Assegurada Pós 2002

Critério definido por portaria da ANEEL. Calculadas em 1998 para valerem a partir do fim dos

contratos iniciais (2003) Resoluções ANEEL 268/98 (S) e 453/98 (SE).

– Privatização da Gerasul Não inclui valores para usinas térmicas.

– Por princípio, UTE’s passam a pagar pelo combustível consumido, comprando no mercado de curto prazo a diferença entre sua geração e seus contratos

– UTE’s podem contratar suas capacidades máximas de geração– Cap Ger (MWmed) = Potência x (1 – teif) x (1 – ip) x Fat Cap.

HISTÓRICO Portaria MME 303/2004 (1)

Define critério para cálculo da energia assegurada para novos empreendimentos;

Prorroga os valores vigentes de energia assegurada atéDez/2014, exceto para Itaipu;

Define lastro físico de venda (energia assegurada) para UTE’s, calculado pelos mesmos critérios das UHE’s, que passam a valer a partir de 2008, com comprovação dos contratos de combustível;

Novas usinas hidroelétricas licitadas após a edição dessa portaria, tiveram suas energias asseguradas calculadas considerando o “benefício a jusante”;

Energia assegurada total de Itaipu passa de 8.612 para 8.182 MWmed

HISTÓRICO Portaria MME 303/2004 (2)

Para Itaipu - de 2008 até 2014, o valor atualmente praticado será reduzido da diferença, em MW médios, entre o valor total do bloco hidráulico vigente e o valor obtido a partir da aplicação da metodologia publicada– 8.612 - 430 = 8.182 MWmed.

Resultado prático – Somatório das energias asseguradas do sistema (hidráulicas + térmicas) igual à carga crítica calculada pela metodologia proposta– Atende a recomendação do “Relatório Kelman” que preconizava

que a energia assegurada do sistema estava superdimensionada, retirando energia das térmicas e de Itaipu, conforme defendido pela ABRAGE naquela época.

HISTÓRICO Portaria MME 258/2008

Define metodologia de cálculo da garantia física de novos empreendimentos de geração;– Substitui o critério de convergência ( 5% de risco de déficit) pela

busca da igualdade entre o CMO e o CME; Resultado prático – Com fim do prazo de validade das

atuais energias asseguradas (2014), por coerência, deveráse buscar novamente a igualdade entre o somatório da energias assegurada com a carga crítica do sistema, agora calculada com o novo critério de convergência;– Possível primeiro recalculo da energia assegurada das usinas

“existentes”.

QUESTÕES PARA O FUTURO

A definição dos valores de energia assegurada, para o período após 2014 deverá ser definido antes da recontratação da energia existente (CCEARs 2005-2012), que deverá ocorrer antes do final de 2012;

Da mesma forma, a questão das concessões que vencerão em 2015 deverá estar resolvida antes da recontratação citada anteriormente;

Ou seja, essas três questões terão que ser resolvidas antes do final de 2012;

Como existe pressão para que a recontratação dos CCEARsocorra antes do final do prazo, a questão da definição da energia assegurada para 2015 pode ser trata já no próximo ano.

PROPOSTA DE TRABALHO

Comparação entre os valores atualmente vigentes com os resultados da metodologia antiga (5% risco de déficit) e com os da atual (CMO = CME)

Análise de sensibilidade em relação ao CME adotado;

Apresentação dos resultados individualizados por usina.– Como ficam as usinas que receberam ganhos a jusante ?

Análise de Sensibilidade CMECMO = CME = R$147 /MWh

75

100

125

150

175

200

225

250

275

-5% -4% -3% -2% -1% 0% 1% 2% 3% 4% R=5%Evolução da Carga

CM

E (

R$

/MW

h)

CMO=CME=R$ 147,00 /MWh

Risco = 5% | CMO = R$ 252,00 /MWh

D = R$ 105 /Mwh

71%

Análise de Sensibilidade - Bl HidroATUAL = 50277 MWmed CMO = CME = R$147 /MWh

47000

47500

48000

48500

49000

49500

50000

50500

51000

51500

52000


Blo

co

Hid

rúli

co

(M

Wm

ed

)

BH = 49733 MWmed

BH = 51193 MWmed

D = 1459 MWmed

2.93%

Análise de Sensibilidade - Bl TermCMO = CME = R$147 /MWh

13000

13500

14000

14500

15000

15500

16000

16500


Blo

co

Té

rmic

o (

MW

me

d)

BH = 14087 MWmed

BT = 15981 MWmed

D = 1895 MWmed

13.45%

F I M

Aperfeiçoamentos na Metodologia Atual de Cálculo do Preço do Mercado de Curto Prazo

Reunião GTRM 03/10/08

Introdução

Grupo de Trabalho Formação do PLD FT-1: Aperfeiçoamento da Metodologia

FT-2: Novos Paradigmas

Programa de Trabalho da FT1

1. Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança operativa na formação do PLD

2. Avaliação da implantação de medidas para redução da volatilidade do PLD

3. Reavaliação dos dados de entrada atualmente utilizados nos modelos matemáticos

Dados de Entrada do modelo Critério de Convergência

4. Avaliação da consideração do CVU da última térmica despachada por ordem de mérito como PLD

5. Outros temas julgados relevantes

Curva de Aversão a Risco

METODOLOGIA DA CAR

Custo de déficit

Penalidade de Referência

Penalidade Reduzida (processo iterativo)

Valor da água resultante

Em caso de violação da curva de aversão a risco...

Valor da água original


Histórico Níveis da CAR - SUDESTE

NÍVEIS DA CAR NOS DECKS - SUDESTE

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

JAN

FEVMAR

ABRMAI

JUN

JUL

AGOSET O

UT

NOV

DEZJA

NFEV

MAR

ABRMAI

JUN

JUL

AGOSET O

UT

NOV

DEZ

BIÊNIO

% E

ARm

áx

2004-2005 (inserida pmo fev04) 2005-2006 (inserida desde pmo nov04)

2006-2007 (só inserida no pmo de março06) 2008-2009 (entrou em janeiro 08)

2007-2008 (não houve-ficou segundo biêncio 2006/2007)


Histórico Níveis da CAR - SUL

NÍVEIS DA CAR NOS DECKS - SUL

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

JAN

FEVM

AR ABR MAI

JUN

JUL

AGO

SET OUT

NOV

DEZJA

NFEV

MAR

ABRM

AIJU

NJU

LAG

OSET OU

TNO

VDEZ

BIÊNIO

% E

ARm

áx





Histórico Níveis da CAR - NORDESTE

NÍVEIS DA CAR NOS DECKS - NORDESTE

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

JAN

FEV

MAR

ABR MAI

JUN

JUL

AGOSET O

UT

NOV

DEZJA

NFE

VMAR

ABRMAI

JUN

JUL

AGOSET

OUT

NOV

DEZ

BIÊNIO

% E

ARm

áx




Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança

operativa na formação do PLD1. Não devem formar preço

Procedimento não é reprodutível a longo prazo (prazo dos contratos) – CAR recalculada todo ano

Nível meta não está implementado no NEWAVE e nem poderá ser – Comparável as decisões de hoje do CMSE, baseado em estudos do ONS

Procedimentos operativos reduzem o risco, evitando investimentos adicionais que seriam pagos pelo consumidor

Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança operativa na

formação do PLD

Proposta 1 Para despacho

CMO calculado com procedimentos operativos

Para PLD PLD calculado sem procedimentos operativos

Pagamentos dos custos adicionais da segurança Carga


formação do PLD

Proposta CCEE1. Para despacho

CMO calculado com procedimentos operativos

2. Para PLD CMO calculado com CAR e PLD = custo variável

unitário (CVU) da última térmica mais cara despachada na ordem de mérito

3. Inconsistente porque desconsidera o valor da água da simulação sem CAR – PLD fortemente dependente da expansão térmica (CVU) – A entrada de uma térmica modifica significativamente o PLD


formação do PLD

Proposta 2 Para despacho

CMO calculado com procedimentos operativos Para PLD

CMO calculado sem CAR, e CMO calculado com CAR

1. Existe despacho térmico adicional em relação a simulação sem CAR PLD = CMO com CAR, limitado ao CVU da térmica mais cara despachada

2. Não existe despacho adicional PLD = CMO sem CAR

1. Pagamentos dos custos adicionais da segurança Agentes expostos na liquidação


formação do PLD

ANEEL - Previsibilidade X Custos

1. Previsibilidade – Gerador paga2. Imprevisibilidade – Carga paga

Proposta 1 – previsível para gerador –difícil de aceita - carga paga

Proposta 2 e CCEE, imprevisível variante da CAR com alguma redução de PLD

Redução da Volatilidade

Média móvel Proposta ONS: média móvel das últimas 5

semanas (âmbito da FT2)

Consideração ou não da tendência hidrológica Simulações PMO Jan/08 Análises Preliminares FT-TH

Violação da CAR Mais volátil quando % armazenamento

próximo da CAR

Tendência Hidrológica

Análises Preliminares - ft-tendênciahidrológica Maioria dos casos: sem tendência melhor no 1º

ano (demais anos sem padrão)

Sem impacto no armazenamento

Forte correlação entre TH, GT, EA e CMO

Sem tendência: maior tempo computacional, necessárias 45 iterações (não converge) em quase todos os casos;

Não há comprovação de redução da volatilidade sem tendência;

Entrada de Dados

Configuração: sistema desequilibrado Proposta: sistema equilibrado a partir do 3

ano

Custo de Déficit

PLD Máximo

PLD Mínimo

Cálculo PLD Mínimo

Resolução ANEEL 377/2003

Baseado no Custo Variável de Itaipu em US$, incluindo O&M

Compensação Financeira

Royalties

Taxa de câmbio média do ano precedente

Valor atual: R$ 15,47/MWh

Cálculo PLD Máximo

Resolução ANEEL 682/2003

Térmica mais cara de porte significativo CVU Estrutural: PMO Novembro 2003

Alegrete: 66 MW

CVU: R$ 452,13/MWh

PLD Máximo 2004: R$ 452,00/MWh

Atualização Anual – Menor Valor entre Maior CVU (Estrutural) Térmica acima de 65MW -

PMO/Janeiro – Ano Correspondente

Atualização do valor máximo do ano A-1 pelo IGP-DI entre novembro A-2 e A-1

Cronograma das FT1

Avaliação da consideração do custo variável unitário (CVU) da última térmica despachada na ordem de mérito como PLD

Implantação de medidas para redução da volatilidade do PLD e reavaliação de premissas e dados de entrada do modelo atual

Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança operativa na formação do PLD

Mar09

Fev09

Jan09

Dez08

Nov08

Out08

Cronograma da FT1- Aperfeiçoamentos na Metodologia de Cálculo Atual do Preço do Mercado de Curto Prazo

Cronograma da FT2

Contribuição do GTRM visando alterar o cronograma de trabalhos das FT’sEX: PLD médio associado à volatilidade da FT1

xxMitigação de poder de mercado em esquemas competitivos

Leilão para negociação de sobras e déficits

Dupla Contabilização

1FtPLD Médio

xAvaliação de esquemas competitivos adotados em

outros mercados predominantemente hidráulicos

Avaliação dos relatórios dos consultores internacionais

Desacoplamento entre despacho físico e despacho comercial

Jul09

Jun09

Mai09

Abr09

Mar09

Fev09

Jan09

Dez08

Nov08

Out08

Cronograma da FT2- Estudos de Novos Paradigmas para a Precificação do Mercado de Curto Prazo

Encaminhamento no GTRM –FT1

Mudanças no cronograma das FT´s Seguir avaliando a proposta CCEE, vista a

principio como uma boa opção, desde que respeitado o CMO da simulação sem CAR como limite mínimo do PLD. Simulações CEMIG

Numa primeira etapa deverão ser utilizados a CAR e o Procedimento operativo Procedimento Operativo como forma de

operacionalizar as decisões do CMSE – caráter não reprodutível

Encaminhamento no GTRM – FT1

Configuração: sistema desequilibrado Proposta: sistema equilibrado a partir do 3

ano –possibilidade de leilão

Custo de Déficit Desatualizado – matriz insumo produto de

1975

O mercado de energia deve pagar o preço do custo do déficit de energia na cadeia produtiva do país ? Percepção que não.

aguardar novos trabalhos .


• Desacoplamento entre despacho físico e despacho comercial -Bid por oferta de preço.

• Estudar possibilidades com cautela• Função objetivo de cada agente - maximizar

seus ganhos X função objetivo do ONS garantia de atendimento

Garantir despacho do ONS • Previsibilidade dos preços de mercado? Talvez

piore • questão do poder de mercado precisa ser

avaliada junto com o desenvolvimento da proposta


• Avaliação dos relatórios dos consultores internacionais –Chesf e Duke

• Avaliação de esquemas competitivos adotados em outros mercados predominantemente hidráulicos -Aguardar início CCEE

• PLD Médio – Aguardar ONS/CCEE

• Dupla Contabilização - FURNAS

• Mitigação de poder de mercado em esquemas competitivos- fundamental para oferta de preço


• Leilão para negociação de sobras e déficits• antes da liquidação na CCEE• Energia liquidada na CCEE

• Carga sem contrato e vendedor sem lastro

• Compra – Preço patamar alto (PLD máximo)• Venda – Preço patamar baixo (PLD mínimo)

• Térmica e hidráulica comprando para atendimento ao contrato – PLD

• Avaliar com cautela – sinal de preço

RTE Energia Livre

ReuniãoABRAGE/ANEELBrasília, 26 de setembro de 20081

AGSE

Coube aos Geradores:– Pagar R$ 49,26/MWh pela Energia Livre apurada

durante o racionamento;

– Liquidar Energia Livre pelo PMAE;

– Ressarcimento de Energia Livre valorada porPMAE – R$ 49,26/MWh

– Empréstimo junto ao BNDES paraequacionamento financeiro

AGSE cont.

Ressarcimento de Energia Livre:

– Proveniente de um percentual da RTE das Distribuidoras, determinado pela ANEEL;

– Percentual %EL = $EL/($PR+$EL);

AGSE cont.

Pleito ABRADEE/APINE/ABRAGE

Consumidores Livres

Desequilíbrio entre PR e EL naoperacionalização do AGSE

Notas Técnicas da ANEEL

Notas Técnicas - ANEEL

NT 208/2007-SRE, 02 de julho de 2007


NT 296/2007-SFF, 02 de julho de 2007– “Dessa forma, deverão as Distribuidoras informar,

até o dia 9 do mês subseqüente ao encerramentodo prazo de aplicação da RTE, o montante jáfaturado até aquela data e, após o recebimentodas correspondentes faturas emitidas pelasGeradoras, realizar o devido repasse em suarespectiva data de vencimento.”


NT 271/2007-SRE, 09 de outubro de 2007– “104. Adicionalmente, recomenda-se a edição de

Resolução Normativa definindo metodologiaespecífica para garantir o equilíbrio entre ossaldos não amortizados de “Energia Livre” e “Perda de Receita”, mantendo a relação original entre os valores homologados desses doisativos.”

Ofício de Encerramento

Ofício Circ. 2409/2007-SFF, 14/11/2007– Perdas Saldos de EL não recebidos das Distribuidoras

que encerraram os prazos de arrecadação;– Crédito de Liquidação Duvidosa todo o montante

considerado como “prováveis perdas” dos saldos das distribuidoras cujos prazos irão se encerrar.

Montantes lançados em 31/12/2007– Perdas: CHESF R$ 185,8 milhões– Provisão: CHESF R$ 205,5 milhões– Perdas: GERADORES R$ 875 milhões (estimado)– Provisão: GERADORES R$ 970 milhões (estimado)

Perdas e Provisões

Dos montantes lançados:– Valor considerável vinculado ao desequilíbrio

ELxPR;

– Contas a Receber das Distribuidoras que não nosfoi informado;

– Conflitos não explicitados na metodologia de ajustes dos saldos

Ações Esperadas da ANEEL

Restabelecer o equilíbrio PR x EL– Percentuais para as que não concluiram a aplicação da

RTE e repasses imediatos dos desequilíbrios atuais;

– Repasses imediatos dos desequilíbrios atuais para as Distribuidoras que encerraram o prazo da RTE.

Conciliação dos saldos dos Geradores e Distribuidoras (fiscalizações)

RTE Energia Livre

ReuniãoABRAGE/ANEELBrasília, 26 de setembro de 200811

Memória da Reunião

Participantes:

Aneel: Romeu, Ricardo Santana, David Lima, Leila Carvalho e Camila Lopes

ABRAGE: Flávio, João Alberto, Lopes e Moser


Posições da ANEEL:

– Os geradores podem ter acesso aos processosde fiscalização da ANEEL

– As perdas devem ser equilibradas entregeradores e distribuidoras


Posições da ABRAGE:

– É importante ter as contas fiscalizadas no fechamento do prazo de RTE de cadadistribuidora

– Pelo AGSE, os geradores são agentes passivos, cabendo à ANEEL assegurar o cumprimento do acordo, o que não vem ocorrendo


Conclusão:

– Compromisso da ANEEL de concluir as fiscalizações e equilibrar as perdas entregeradores e distribuidoras para as Demonstrações de Resultado de 2008

Conseqüências:

– Recuperação pelos geradores de cerca de R$ 500 milhões, correspondentes a 25% das perdasatuais, estimadas em R$ 2 bilhões.

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Avaliação das Condições de Atendimento e Desafios da Operação … · 2020. 3. 11. · (%MLT) 35,0 53,1 Níveis de Armazenamento Novembro/08 (%EARmáx) 35,0 53,0 Níveis Meta