PLANEJAMENTO ELETROENERGÉTICO NO BRASIL …sipb.dps.uminho.pt/comunicacoes_SIPB/Jose_Ailton.pdf · Venezuela Integração Energética Bolívia/Perú Termo ... GNL 1% Nuclear 2% Carvão

Fevereiro de 2012

PLANEJAMENTO

ELETROENERGÉTICO NO BRASIL

SITUAÇÃO ATUAL E DESAFIOS

ABSTRACT

A apresentação mostra as características estruturais da matriz de energia elétrica brasileira, um perfil simplificado da Chesf no contexto atual e finalmente uma rápida abordagem sobre os principais desafios a serem enfrentados no planejamento da expansão de energia elétrica brasileira nos próximos anos.

SISTEMA ELETROENERGÉTICO NO BRASIL

Hidro

Hidro

termo

Hidrelétricas da Amazônia

Eólicas

Eólicas

Eólicas

Biomassa

Biomassa

Termo

Termo

Hidro Integração Energética Argentina/Uruguai

Integração Energética Venezuela

Integração Energética Bolívia/Perú

Termo

DIVERSIFICAÇÃO DA MATRIZ ELÉTRICA NACIONAL

GNL

GNL

GNL

GNL

Carvão Importado

ENA Norte

8.357 11.193 13.137 13.062 8.503 4.134 2.407 1.690 1.323 1.480 2.440 4.784

6.043

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

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

MW

me

d

Calculadas a partir das médias

mensais de vazões de 1931 até 2001

multiplicadas pela produtibilidade

média dos reservatórios a 65% de

armazenamento

63,1% da

afl. anual

Média Anual

(MWmed)

Diferença entre Máx

e Mín: 9,9 para 1

ENA Norte

8.357 11.193 13.137 13.062 8.503 4.134 2.407 1.690 1.323 1.480 2.440 4.784

6.043

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000


MW

me

d

Calculadas a partir das médias

mensais de vazões de 1931 até 2001

multiplicadas pela produtibilidade

média dos reservatórios a 65% de

armazenamento

63,1% da

afl. anual

Média Anual

(MWmed)

Diferença entre Máx

e Mín: 9,9 para 1

ENA Nordeste

13.559 14.381 14.290 11.295 6.882 4.713 3.881 3.328 2.960 3.305 5.374 9.762

7.811

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000


MW

me

d

Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas

pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento

57,1% da

afl. anual

Média Anual

(MWmed)

Diferença entre

Máx e Mín: 4,8 para 1

ENA Nordeste

13.559 14.381 14.290 11.295 6.882 4.713 3.881 3.328 2.960 3.305 5.374 9.762

7.811

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000


MW

me

d



57,1% da

afl. anual

Média Anual

(MWmed)

Diferença entre


ENA Sul

5.000 5.804 4.991 4.607 5.822 6.957 7.563 6.832 7.906 9.061 6.376 5.080

6.333

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000


MW

me

d



41,3% da

afl. anual

Média Anual

(MWmed)

Diferença entre

Máx e Mín: 2 para 1

ENA Sul

5.000 5.804 4.991 4.607 5.822 6.957 7.563 6.832 7.906 9.061 6.376 5.080

6.333

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000


MW

me

d



41,3% da

afl. anual

Média Anual

(MWmed)

Diferença entre

Máx e Mín: 2 para 1

ENA Sudeste

48.779 51.669 48.385 36.038 26.558 22.622 18.695 15.592 15.830 19.022 24.117 36.142

30.287

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000


MW

me

d

Média Anual

(MWmed)

Calculadas a partir das médias mensais

de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas

pela produtibilidade média dos reserva-

tórios a 65% de armazenamento

50,9% da

afl. anual

Diferença entre


ENA Sudeste

48.779 51.669 48.385 36.038 26.558 22.622 18.695 15.592 15.830 19.022 24.117 36.142

30.287

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000


MW

me

d

Média Anual

(MWmed)

Calculadas a partir das médias mensais

de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas

pela produtibilidade média dos reserva-

tórios a 65% de armazenamento

50,9% da

afl. anual

Diferença entre


Fonte: ONS

ENERGIA NATURAL AFLUENTE DAS REGIÕES

Subsistema – Nordeste

•Reservatórios de regularização plurianual

• Participação hidro decrescente

• Participação termo + renováveis

crescente

Subsistema – Sul

• Pequena capacidade de Armazenamento

•Participação hidro decrescente

•Participação termo + renováveis

crescente

Subsistema – Sudeste

•Reservatórios de regularização plurianual

• Participação hidro decrescente

•Participação termo + renováveis

crescente

Subsistema – Norte

• Hidro fio d’água

• Participação hidro crescente

Norte

Nordeste

Sudeste

Sul

Fonte: ONS

CARACTERÍSTICAS ATUAIS DOS SUB-SISTEMAS

Fonte: MME

SINERGIA COM A INTERLIGAÇÃO BRASIL - VENEZUELA

Fonte: MME

SINERGIA COM A INTERLIGAÇÃO BRASIL - ARGENTINA

1

2

3

6

4

7 8

5

10

9

65030/06/2010 Jatapu

32.950Total

45030/06/2010 Itacaiunas

1.10031/03/2009 Jari

2.00031/12/2008 Branco

65031/12/2008 Sucunduri

3.10031/09/2008 Araguaia

5.00030/06/2008 Juruena

3.00030/06/2008 Trombetas

3.00030/06/2008 Aripuanã

14.00031/07/2007 Tapajós

Potência a

inventariar

(MW)

Conclusão

dos

Estudos

Bacia

Hidrográfica

65030/06/2010 Jatapu

32.950Total

45030/06/2010 Itacaiunas

1.10031/03/2009 Jari

2.00031/12/2008 Branco

65031/12/2008 Sucunduri

3.10031/09/2008 Araguaia

5.00030/06/2008 Juruena

3.00030/06/2008 Trombetas

3.00030/06/2008 Aripuanã

14.00031/07/2007 Tapajós

Potência a

inventariar

(MW)

Conclusão

dos

Estudos

Bacia

Hidrográfica

1

2

3

4

6

5

8

7

9

10

USINAS HIDRELÉTRICAS DA REGIÃO NORTE COM ESTUDOS DE INVENTÁRIO EM ANDAMENTO

POTENCIAL EÓLICO

Fonte: Chesf

EMPREENDIMENTOS EÓLICOS NO NORDESTE - 2013

Beberibe – 25,2 MWTaiba-Albatroz– 16,5 MWParacuru – 23,4 MW

Canoa Quebrada (RV)– 10,5 MWCanoa Quebrada – 57MW

Foz do Rio Choró – 25,2 MWLagoa do Mato – 3,23 MWPraias de Parajuru – 28,8 MW

Formosa – 104,4MWIcaraizinho – 54 MW

Enacel – 31,5 MWBons Ventos– 50 MWPraia do Morgado – 28,8 MW

Colônia – 18,9 MWFaisa – 128,1 MW

Icaraí– 65,1 MWTaíba Águia – 23,1 MWTaíba Andorinha – 14,7 MW

Araras – 30 MWBuriti – 30 MW

Cajucoco – 30 MWCoqueiros – 27MWGarças– 30 MW

Lagoa Seca – 19,5 MWVento do Oeste – 19,5 MW

Dunas de Paracuru – 42MWEmbuaca – 25,2 MWIcaraí– 14,4 MW

Quixaba – 25,2MWMorro do Chapéu – 30 MW

Parazinho – 30 MWFormoso – 30 MWTiangua – 30 MW

Tiangua Norte – 30 MWVolta do Rio - 42MW

Pedra do Sal - 17,85 MW

Xavante – 4,25 MWMandacaru – 4,25MWSanta Maria – 4,25MW

Gravatá Fruitrade – 4,25MWPirauá – 4,25 MW

Areia Branca – 27,3 MWMar e Terra – 23,1 MWMiassaba – 50,4 MW

Rei dos Ventos – 97,2 MWMangue Seco – 100,8 MW

Aratuá – 14,4 MWCabeço Preto – 19,8 MWMorro dos Ventos – 144 MW

Eurus – 7,2 MWSanta Clara – 174 MW

Campo dos Ventos II – 30 MWEurus – 120 MWCabeço Preto IV – 19,8 MW

Serra de Santana – 77,4 MWAsa Branca – 240 MW

Costa Branca – 20,7 MWDreen – 72,6 MWJuremas – 16,1 MW

Macacos – 20,7 MWPedra Preta – 20,7 MW

Renascença – 150 MWVentos de São Miguel – 30 MWAratua III – 28,8 MW

Farol – 19,8 MWCalango – 150 MW

Arizona I – 28 MWMel II – 20 MWAlegria – 151,8 MW

Macaúbas – 30 MWNovo Horizonte – 30 MWPedra do Reino – 30 MW

Seabra – 30 MWPajeu Do Vento – 24 MW

Planaltina – 25,5 MWAlvorada – 7,5 MWCandiba – 9 MW

Guanambi – 16,5 MWGuirapá – 27 MW

Igaporã – 30 MWIlheus – 10,5 MWLicinio de Almeida – 22,5 MW

Nossa Senhora Conceição – 24 MWPindai – 22,5 MW

Porto Seguro – 6 MWRio Verde – 30 MWSerra Do Salto – 30 MW

Cristal – 30 MWPrimavera –30 MW

São Judas – 30 MWPedra do Reino III – 18 MWDa Prata – 19,5 MW

Dos Araças – 30 MWMorrão – 30 MW

Seraima – 30 MWTanque – 24 MWVentos do Nordeste – 19,5 MW

Pedra Branca – 28,8 MWSão Pedro do Lago – 28,8 MW

Sete Gameleiras – 28,8 MWCaetité – 60 MWCasa Nova – 180 MW

Barra dos Coqueiros- 30MW

Millennium – 10,2 MWAlbatroz - 4,5MWAtlântica - 4,5MW

Camurim - 4,5MWAlandra – 5,4 MW

Vitória – 4,5 MW

Caravela - 4,5MWCoelhos Ia IV- 18MWMataraca- 4,5MW

Presidente - 4,5MW

Fonte: Chesf

EMPREENDIMENTOS TÉRMICOS - 2013

UTE Jaguarari - 101 MW

UTE MC2 Senhor do Bonfim - 176 MW

UTE Altos - 13 MW

UTE Campo Maior - 13 MW

UTE Marambaia - 13 MW

UTE Nazária - 13 MW

UTE Vale do Açu - 368 MW

UTE Potiguar - 53 MW

UTE Potiguar III - 66 MW

UTE TermoBahia - 190 MW

UTE Fafen - 138 MW

UTE TermoCamaçari - 347 MW

UTE Camaçari MI - 148 MW

UTE Camaçari PI - 148 MW

UTE Global I - 144 MW

UTE Global II - 148 MW

UTE Bahia I – 30 MW

UTE MC2 Camaçari I - 176 MW

UTE MC2 Catu - 176 MW

UTE MC2 Dias Davila I - 176 MW

UTE MC2 Dias Davila II - 176 MW

UTE MC2 Feira de Santana - 176 MW

UTE TermoPernambuco - 530 MW

UTE Pau Ferro I - 94 MW

UTE Petrolina - 136 MW

UTE Termomanaus - 142 MW

UTE TermoCabo – 50 MW

UTE TermoNordeste – 171 MW

UTE SUAPE II – 350 MW

UTE Pernambuco IV – 200 MW

UTE Campina Grande - 164 MW

UTE TermoParaiba - 171 MW

UTE Sta. Rita de Cássia – 175 MW

UTE Itapebi - 138 MW

UTE Monte Pascoal - 138 MW

UTE TermoFortaleza - 407 MW

UTE TermoCeará - 220 MW

UTE José de Alencar - 300 MW

UTE Aracati - 11 MW

UTE Baturité - 11 MW

UTE Caucaia - 15 MW

UTE Crato - 13 MW

UTE Enguia Pecem - 15 MW

UTE Iguatu - 15 MW

UTE Juazeiro - 15 MW

UTE Maracanau I – 162 MW

UTE Maracanau II – 70 MW

UTE MPX - 700 MW

UTE Porto de Pecém II – 360 MW

Fonte: MME

SISTEMA INTERLIGADO NO HORIZONTE 2015

MATRIZ ELÉTRICA NACIONAL - 2015 - 2030

ANO 2015 ANO 2020

2025 2030

Hidro S/SE/NE

58%

Hidro Norte13%

Óleo8%

Gás7%

GNL2%

Nuclear1%

Carvão2% Biomassa

5%

Eólica4%

Hidro S/SE/NE

49%

Hidro Norte20%

Óleo6%

Gás9%

GNL1%

Nuclear2%

Carvão2%

Biomassa5% Eólica

6%

Hidro S/SE/NE

42%

Hidro Norte23%

Óleo5%

Gás7%

GNL1%

Nuclear4%

Carvão3%

Biomassa6%

Eólica9%

Hidro S/SE/NE

37%

Hidro Norte26%

Óleo4%

Gás6%

GNL1%

Nuclear5%

Carvão5%

Biomassa6%

Eólica10%

MATRIZ ELÉTRICA NACIONAL 2015-2030

COMPORTAMENTO DAS DIFERENTES FONTES

ENERGÉTICAS

GRANDES HIDRELÉTRICAS DA REGIÃO NORTE

J F M A M J J A S O N D

Gmin %

Gmax

Geração Usinas hidrelétricas do Norte

Gmin

Gmax

Geração Usinas Hidrelétricas – Sudeste/Nordeste

SAZONALIDADE DAS HIDRELÉTRICAS

Gás Natural ( Flexível) – Modulação Sazonal


X %

100 %

90 %

0 h 24 h

Gmin

100%

Gás Natural ( Flexível) – GNL – Modulação Horária

USINAS TERMELÉTRICAS A GÁS NATURAL OU GÁS NATUARAL LIQUEFEITO IMPORTADO - GNL


X %

100 %

90 %

Diesel ou Óleo Combustível – Modulação Sazonal

0 h 24 h

Gmin

100%

Diesel ou Óleo Combustível – Modulação Horária

USINAS TERMELÉTRICAS A DIESEL OU A ÓLEO COMBUSTÍVEL


100 %

X %

90 %

0 h 24 h

90 %

Carvão Importado – Modulação Sazonal

Carvão Importado – Modulação Horária

CARVÃO IMPORTADO

0 h 24 h

90 %

Geração Nuclear – Modulação Horária

90 %

Geração Nuclear – Modulação Sazonal


GERAÇÃO NUCLEAR

Modulação Sazonal

Modulação Horária

BIOMASSA BAGAÇO DE CANA – REGIÕES NORDESTE E SUDESTE

Modulação Sazonal

Modulação Horária

GERAÇÃO EÓLICA NA REGIÃO NORDESTE

TRANSMISSÃO

44.200 MVA, em 101 Instalações

POTÊNCIA INSTALADA - TRANSFORMAÇÃO

18.800 km ~ 19 % do Brasil (≥ 230 kV)

10.618 MW ~ 10,94 % do Brasil

POTÊNCIA INSTALADA - PRODUÇÃO

10 Concessionárias

12 Consumidores Industriais (ACR)

14 Consumidores Industriais (ACL)

CLIENTES NO NORDESTE

27 Concessionárias

81 Comercializadoras

CLIENTES NAS DEMAIS REGIÕES DO BRASIL

PERFIL DA CHESF

10.618 MW 14 Usinas Hidrelétricas 1 Usina Térmica

Linhas Transmissão

18.340 Km

98 subestações

CAPACIDADE DE GERAÇÃO INSTALADA

Hidráulica 10.268

Térmica 350

TOTAL 10.618

MARKET SHARE DA CHESF EM RELAÇÃO AO SISTEMA NACIONAL

19,00%

Brasil 14,94%

Brasil

Chesf

KM DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

Brasil 99.649

Chesf 18.800

Market Share 19%

MVA DE TRANSFORMAÇÃO

Brasil 222.119

Chesf 44.200

Market Share 20%

CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO EM MW

Brasil 97.001

Chesf 10.618

Market Share 10,94%

Chesf

20,00%

Brasil

Chesf

Itá

Manaus

S. Antônio

Abunã

Jirau Rio Branco

Santarém S.Maria

V.Conde Altamira

Itaituba Tucuruí São Luiz

Marabá

Colinas

Miracema Sobradinho

Irecê Sinop

Ji - Paraná

Colorado

Jauru

Cuiabá

Gurupi

S.Mesa

Rianópolis

Marimbondo

C.Alta

Gov.Mang

Vitória

Itaipu

Candiota

Porto Alegre

Curitiba

Blumenau

Garabi C.Novos

Fortaleza

Natal Açu

Salvador

Maceió Xingo

Aracaju

BH

Recife

P.Dutra S.J.Piaui

Imperatriz Teresina

Sec MG Sec SP

Itá

Manaus

Madeir

a Abunã

Rio Branco

S.Maria

V.Conde

Itaituba Tucuruí São Luiz

Marabá

Colinas

Miracema Sobradinho

Irecê Sinop

Ji - Paraná

Colorado

Jauru

Cuiabá

Gurupi

S.Mesa

Rianópolis

Gov.Mang

Vitória

Itaipu

Candiota

Porto Alegre

Curitiba

Blumenau

Garabi C.Novos

Fortaleza

Natal Açu

Salvador

Maceió Xingo

Aracaju

BH

Recife

P.Dutra S.J.Piaui

Imperatriz Teresina

Ribeirãozinho

LT 600 KV CC Porto Velho – Araraquara

Estações Retificadora/Inversora

UHE Jirau 3300 MW

Santarém

Altamira

LT 500 kV Oriximiná- Silves -

Lechuga 581 km

UHE Dardanelos

261 MW

LT 500 kV Colinas – Gurupi – Peixe – S. Mesa 2

623 km

Terminal Centro

CHESF PARTNERSHIP VENTURES

UHE Belo Monte 11233 MW

CGE 90 MW

EMPREENDIMENTOS EM SOCIEDADES

LT 500KV TERESINA-SOBRAL-FORTALEZA

544 km

LT 500KV L.GONZAGA –

GARANHUNS – PAU-FERRO E

GARANHUNS – C.GRANDE

658 km

Sobral

PLANEJAMENTO INTEGRADO GERAÇÃO E

TRANSMISSÃO - DESAFIOS

• Usinas hidrelétricas da Amazônia serão a fio d água com despacho máximo inflexível no período úmido do ano e com despacho mínimo no período seco;

• Usinas termelétricas a Gás Natural a partir das reservas de gás nacionais ou a partir do Gás Natural Liquefeito Importado – GNL;

• Usinas termelétricas Nucleares e Carvão Mineral com fatores de inflexibilidade da ordem de 85% e 70%, respectivamente;

• Integração energética da América Latina, através da interligação ao Sistema Interligado Nacional de usinas hidrelétricas localizadas no Peru, Bolívia e Argentina;

CENÁRIOS DE EXPANSÃO DO PARQUE GERADOR BRASILEIRO

• Usinas termelétricas a biomassa na região Sudeste com geração máxima inflexível durante o período da safra e, praticamente nula na entre safra;

• Usinas eólicas nas regiões Sul e Nordeste com geração inflexível nos três patamares de carga;

• Perspectiva de conversão para Gás Natural das Usinas termelétricas a Óleo Combustível da região Nordeste (Ampliação da Malha de Gasodutos ou Ampliação da Rede de Transmissão).

CENÁRIOS DE EXPANSÃO DO PARQUE GERADOR BRASILEIRO

IMPORTÂNCIA DO PLANEJAMENTO INTEGRADO GERAÇÃO - TRANSMISSÃO

• Necessária a elaboração de análises cada vez mais detalhadas do comportamento temporal da fontes de energia e de suas interações através do sistema de transmissão;

• Necessária a elaboração de análises considerando aspectos de incertezas, uma vez que diferentes cenários para o parque gerador podem implicar em mudanças substanciais nas decisões referentes à expansão do sistema de transmissão;

• O planejamento da expansão da geração e transmissão realizado de forma integrada minimiza o custo total do sistema para o consumidor final;

• Diferentes tecnologias de geração têm usos de diferentes transmissão;

• No cenário de diversificação da matriz elétrica, as interligações regionais terão um papel relevante na otimização do suprimento energético ao país;

• A avaliação do grau de importância da transmissão dependerá de estudos que identifiquem a relação entre o custo de implantação de fontes locais e o custo desta transmissão, especialmente à parcela relativa à confiabilidade.

IMPORTÂNCIA DO PLANEJAMENTO INTEGRADO GERAÇÃO - TRANSMISSÃO

EVOLUÇÃO DA FUNÇÃO DA TRANSMISSÃO

A FUNÇÃO TRANSPORTE Levar a geração das usinas para os centros de carga;

Pouca influência dos aspectos energéticos na concepção e dimensionamento dos sistemas de transmissão.

A FUNÇÃO OTIMIZAÇÃO Propiciar a otimização da operação do sistema hidrotérmico

interligado nacional;

Estreita interação entre os estudos elétricos e energéticos para a concepção e dimensionamento das interligações regionais.

A FUNÇÃO INTEGRAÇÃO Propiciar a integração da matriz energética nacional permitindo a

gestão ótima da utilização de todas as fontes primárias para a geração de energia elétrica disponível no país.

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PLANEJAMENTO ELETROENERGÉTICO NO BRASIL …sipb.dps.uminho.pt/comunicacoes_SIPB/Jose_Ailton.pdf · Venezuela Integração Energética Bolívia/Perú Termo ... GNL 1% Nuclear 2% Carvão