Hermes ChippDiretor Geral

10º ENASE

1

Rio de Janeiro, 21 de maio de 2013

Desafios e Cenários da Operação

10º ENASE

Sumário

1. Programa Mensal de Operação de

2. Avaliação Energética de Curto Prazo

3. Avaliação Energética de Médio Prazo

1. Programa Mensal de Operação de

2. Avaliação Energética de Curto Prazo

3. Avaliação Energética de Médio Prazo

2

de Maio/2013

Prazo – 2013

Prazo – 2013 / 2017

de Maio/2013

Prazo – 2013

Prazo – 2013 / 2017

1. Programa Mensal de Operação de

3

Mensal de Operação de Maio/2013

Atendimento Ano 2012

MWmed % med. MWmed % med.

Jan-Abr 47.992 91 5.193 72Mai-Dez 23.982 95 7.622 76

MWmed % med. MWmed % med.

Jan-Abr 50.619 96 9.140 127

Sudeste Sul

2012Sudeste Sul

2013

JAN FEV MAR ABR MAI JUN

MWmed 73.413 49.452 37.028 32.208 29.785 38.533%MLT 132 84 68 78 100 153

MWmed 6.686 5.473 3.886 3.731 5.478 14.020%MLT 99 70 60 60 66 149

MWmed 17.407 15.470 6.576 6.397 3.627 3.257%MLT 122 103 44 53 49

MWmed 11.469 14.212 13.464 9.317 5.356 3.136%MLT 138 126 102 70 57

SE/CO

S

NE

N

ENAs mensais inferiores a 75 %MLT

Energias Naturais Afluentes – ENAs

4

MWmed % med. MWmed % med.

11.462 81 13.558 1043.373 64 2.654 69

MWmed % med. MWmed % med.

7.048 50 11.067 85

Nordeste Norte

2012Nordeste Norte

2013

JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

38.533 26.142 17.402 14.742 15.003 23.087 27.576153 125 99 84 71 85 67

14.020 9.762 7.874 5.026 7.570 4.877 4.633149 95 82 42 58 52 63

3.257 2.563 2.042 1.814 1.443 4.442 6.82267 64 58 58 42 79 66

3.136 1.968 1.274 1.125 1.134 2.333 4.90669 73 66 73 64 80 86

Atendimento Ano 2012

Fornecimento SE/CO - 2012

60,7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

dezEn

ergi

a Ar

maz

enad

a (%

EAR

max

)

Evolução do Armazenamento

Desestoque de cerca de18 %EARmáx

2.919MWmed

5

60,7

76,1

31,9 28,8

dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Evolução do Armazenamento – SE/CO

A partir do dia 15 de abril, somente as bacias dos rios Tocantins, São Francisco e Parnaíba apresentaram precipitação, porém de baixa intensidade e de forma isolada.

Condições Meteorológicas e Climáticas

No início do mês de maio as frentes frias ficaram concentradas na região Sul do Brasil, ocasionando precipitação nas bacias deste subsistema, na bacia do rio Paranapanema e no trecho da bacia do rio Paraná próximo a UHE Itaipu.

A perspectiva é de que nos próximos dias a atuação de duas frentes frias ocasione chuva moderada nas bacias do subsistema Sul e chuva fraca nas bacias do subsistema SE/CO.

As previsões climáticas indicam para o próximo trimestre uma maior probabilidade de precipitação variando entre a média e abaixo da média nas bacias das regiões Sul e Norte e próxima da média nas demais bacias do SIN.

6

A partir do dia 15 de abril, somente as bacias dos rios Tocantins, São Francisco e Parnaíba apresentaram precipitação, porém de baixa intensidade e de forma isolada.

Condições Meteorológicas e Climáticas

Imagem de satélite do dia 17 de maio às 10:00 h

Condições Meteorológicas e Previsão Climática

Março(mm)

Bacia TotalObservado

MédiaObservado

São Francisco

Três Marias 159 148

Sobradinho 118 121Tocantins 257 252Grande 186 170Paranaíba 185 182Paranapanema 165 123Tietê 148 164Iguaçu 225 121Uruguai 205 134Jacuí 159 128

7

Condições Meteorológicas e Previsão Climática

Abril(mm)

Maio(mm)

TotalObservado

Média

TotalObserv.

(até 20/05)

Previsto até 30/05 Média

97 68 0 10 33

76 73 0 5 24122 160 25 5 5371 78 0 15 54108 97 0 15 40202 92 6 25 10484 75 0 20 5876 115 108 20 15592 142 76 30 145109 97 89 25 113

Condições Hidroenergéticas – Rev. 3 PMO Maio/13ENAs Verificadas – Fevereiro/13 a Abril/13

ENAs Previstas Maio/13

Fevereiro MarçoMWmed % MLT MWmed % MLT

SE/CO 56.135 95 48.939 89SUL 6.999 84 12.889 187

NORDESTE 10.550 71 5.159 34NORTE 11.871 92 11.701 78

Maio

MWmed

28.4824.7074.3859.943

Maio - Situação Até 19/mai

ENA(%MLT)

%EARmáx(19/05/2013)

SE/CO 96 62,2SUL 50 54,3

NORDESTE 68 49,1NORTE 115 95,9

8

Rev. 3 PMO Maio/13Fevereiro/13 a Abril/13

Previstas Maio/13 – Base Mensal

Abril% MLT MWmed % MLT

89 51.149 123187 7.676 11834 7.999 6678 14.010 95

%EARmáx(30/04/13)

62,560,348,596,1

Maio

% MLT

955559

105

%EARmáx(31/05/13)

PMO

62,355,947,896,5

GT Ordem Mérito

(MWmed)

5.5251.8922.0321.03210.427

GT Garantia Energética(MWmed)

1.433153

2.037318

3.941

2. Avaliação Energética de Curto

9

Avaliação Energética de Curto Prazo – Ano 2013

Neste estudo de semelhanças climáticas foram considerados os períodos úmidos sem atuação de nenhum fenômeno do tipo El Niño ou La Niña 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 considerandoenvoltória inferior a partir das ENAssubsistemas no período de maio a novembro.

Análise de Semelhança Climática

10

Neste estudo de semelhanças climáticas foram considerados os períodos úmidos sem atuação de nenhum fenômeno do tipo El

e o Atlântico Sul Neutro.

Em um segunda etapa, foram considerados somente os anos em do subsistema SE/CO ficaram próximas das

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

ENAs mensais verificadas nos subsistemas no período de maio a novembro.

Análise de Semelhança Climática

Análise de Semelhança Climática

11

Análise de Semelhança Climática

Cenário 1994/2004

Análise de Semelhança Climática

12

Análise de Semelhança Climática

Cenário 1994/2004

Avaliação Prospectiva Período MaiPremissas

Armazenamentos Iniciais(Verificado 30/Abril)

SE/CO SUL NE NORTE62,5 60,3 48,6 96,1%EARmáx

Energias Naturais Afluentes (%MLT)

Valor EsperadoCenario 1994/2004

Intercâmbios (MWmed)

MAI JUN JUL AGOValor Esperado 2.100 1.000 500 600Cenario 1994/2004 2.300 1.500 800 600

Fluxo N/NE --> SE/CO

MAI JUN JUL AGOValor Esperado 0 0 1.000 2.000Cenario 1994/2004 0 0 500 500

Fluxo Sul --> SE/CO (MWmed)

13

Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013

Energias Naturais Afluentes (%MLT)

SE/CO SUL NE NORTEValor Esperado 104 90 78 105Cenario 1994/2004 99 85 85 92

ENA MAI - NOV (% MLT)Cenário

SET OUT NOV Média1.300 1.200 1.400 1.1571.400 1.200 1.300 1.300

Fluxo N/NE --> SE/CO

SET OUT NOV Média2.000 2.000 2.000 1.286500 1.000 1.000 500

Fluxo Sul --> SE/CO (MWmed)

Premissas

Carga (MWmed)

abril maio junho julho

SE/CO 39.138 38.411 38.181 38.281 38.886S 10.305 10.482 10.483 10.398 10.394NE 9.822 9.659 9.000 9.024N 4.224 4.290 4.280 4.248SIN 63.489 62.842 61.944 61.951 62.789

Avaliação Prospectiva Período Mai

Mai Jun Jul Ago10.510 11.721 11.996 11.774 12.300GT (MWmed)

Disponibilidade de Geração Térmica (MWmed):

Mai Jun Jul Ago12.600 14.020 14.135 14.073 13.714GT (MWmed)

Despacho GT1A

Despacho Pleno

14

agosto setembro outubro novembro MEDIA

38.886 39.054 39.247 38.784 38.74810.394 10.296 10.360 10.492 10.4019.215 9.483 9.713 9.775 9.4614.294 5.235 5.384 5.432 4.673

62.789 64.068 64.704 64.483 63.284

Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013

Set Out Nov MEDIA12.300 12.636 12.943 11.983

Set Out Nov MEDIA13.714 14.559 14.085 13.848

Fator de 90% para definição da

disponibilidade

Fator de 85% para definição da

disponibilidade

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

Avaliação Prospectiva Período Mai

15

POTÊNCIA (MW)

2410226267575757575737373737370

2.003

5024

322

Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013

Geração hidráulica simulada

S. ANTONIO JIRAUMAIO 1.128 0 1.128 420JUNHO 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 1.734 343 2.077 1.164

EXPANSÃO CAPAC. (MW) LIMITE TRANSFERÊNCIA

TOTAL

Expansão Térmica

Premissas

Expansão Térmica

USINA COMB. UG POTÊNCIA (MW) MAIO JUNHO

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

1.776 2.136DISPONIBILIDADE (MW)

Avaliação Prospectiva Período Mai

16

JUNHO JULHO AGOSTO SETEMBRO OUTUBRO NOVEMBRO

2.136 2.496 2.496 2.496 2.834 2.834

Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013

Avaliação Prospectiva Período MaiResultados – Armazenamentos (%EARmáxDespacho GT GT1A

ABR MAI JUN JULValor Esperado 62,7 62,1 58,7Cenário 1994/2004 64,0 63,6 60,2

SUDESTE/CENTRO-OESTE

62,5

ABR MAI JUN JULValor Esperado 46,9 45,5 44,2Cenário 1994/2004 52,5 52,6 51,448,6

Despacho GT Pleno

ABR MAI JUN JULValor Esperado 63,6 63,9 61,4Cenário 1994/2004 64,9 65,4 62,9

SUDESTE/CENTRO-OESTE

62,5

ABR MAI JUN JULValor Esperado 47,1 45,9 44,8Cenário 1994/2004 52,7 53,0 52,048,6

17

Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013EARmáx)

JUL AGO SET OUT NOV N.M.58,7 53,2 48,1 44,7 45,360,2 53,7 46,2 39,0 36,7

SUDESTE/CENTRO-OESTE

47

JUL AGO SET OUT NOV N.M.44,2 41,5 38,1 35,4 34,551,4 48,2 44,1 39,4 37,0

NORDESTE

35

JUL AGO SET OUT NOV N.M.61,4 56,8 52,6 50,2 51,862,9 57,3 50,7 44,5 43,2

SUDESTE/CENTRO-OESTE

47

JUL AGO SET OUT NOV N.M.44,8 42,3 39,1 36,9 36,552,0 49,0 45,1 40,9 39,0

NORDESTE

35

Tendo em vista as condições previstas, o CMSE decidiu, em 08/05/2013,

pelo desligamento das UTEs Termomanaus

MW), Xavantes (53,7 MW) e Potiguar (43 MW).

Consequências imediatas:

1) Redução do custo mensal de operação

2) Redução mensal aproximada de ESS

Conclusão

18

Tendo em vista as condições previstas, o CMSE decidiu, em 08/05/2013,

Termomanaus (142,6 MW), Pauferro (94

MW), Xavantes (53,7 MW) e Potiguar (43 MW).

Redução do custo mensal de operação R$ 260 milhões

Redução mensal aproximada de ESS R$ 90 milhões

Aperfeiçoamento Metodológico dos Mecanismos de Aversão a Risco Hoje os modelos matemáticos utilizam uma Curva de Aversão a Risco

anos internamente aos modelos

Está em desenvolvimento metodologia para representação de Mecanismos de Aversão a Riscos nos Modelos – alternativas metodológicas:

SAR – Superfície de Aversão a Risco

CVAR – Conditional Value at Risk

A CPAMP – Comissão Permanente para Aperfeiçoamento de Metodologias e Programas Computacionais, coordenada pelo MME, deverá avaliar a metodologia mais adequada e, após validação, será incorporada aos modelos a partir de ago/2013

Com isso, o PLD – Preço de Liquidação de Diferenças incorporará parcela que hoje é alocada a Encargos de Serviço do Sistema

A partir deste momento, a utilização dos POCP Curto Prazo – pelo ONS se dará apenas em situações excepcionais

19

Aperfeiçoamento Metodológico dos Mecanismos de

Hoje os modelos matemáticos utilizam uma Curva de Aversão a Risco – CAR de 5

Está em desenvolvimento metodologia para representação de Mecanismos de alternativas metodológicas:

Comissão Permanente para Aperfeiçoamento de Metodologias e Programas Computacionais, coordenada pelo MME, deverá avaliar a metodologia mais adequada e, após validação, será incorporada aos modelos a

Preço de Liquidação de Diferenças incorporará parcela que hoje é alocada a Encargos de Serviço do Sistema – ESS

A partir deste momento, a utilização dos POCP – Procedimentos Operativos de pelo ONS se dará apenas em situações excepcionais

3. Avaliação Energética de Médio Prazo

20

Avaliação Energética de Médio Prazo – 2013 / 2017

Projeção de Carga de Energia – SIN

Ano SE/CO Sul NE

2013 38.740 10.612 9.402

2014 40.438 11.000 9.816

2015 42.075 11.404 10.223

2016 43.645 11.823 10.666

2017 45.394 12.268 11.180

Crescimento Médio de 2013 a 2017:

21

SIN

Norte SIN Cresc. (MWmed)

Cresc. (%)

4.935 63.688 3.080 5,1

5.727 66.982 3.294 5,2

6.044 69.747 2.765 4,1

6.212 72.345 2.599 3,7

6.407 75.248 2.903 4,0

Crescimento Médio de 2013 a 2017: 4,3

Matriz Elétrica Brasileira 2013 – 2017

Participação por Fonte (MW e %)

TIPO 31/12/2012

MW %HIDRÁULICA(1) 89.521 77,9

NUCLEAR 1.990 1,7

GÁS/GNL 9.808 8,5

CARVÃO 2.125 1,9

BIOMASSA(2) 4.948 4,3

OUTROS(3) 749 0,7

ÓLEO 4.048 3,5

EÓLICA 1.762 1,5

TOTAL 114.951 100,0

(1) Considera a participação da UHE Itaipu e PCHs(2) Inclui PCTs(3) A parcela “Outros” se refere a outras usinas térmicas com CVU

Referência: PMO Maio/1322

2017

31/12/2017CRESCIMENTO

2013-2017

MW % MW %107.495 73,3 17.974 20,1

3.395 2,3 1.405 70,612.706 8,7 2.898 29,53.205 2,2 1.080 50,85.875 4,0 927 18,7749 0,5 0 0,0

4.672 3,2 624 15,48.477 5,8 6.715 381,1

146.574 100,0 31.623 27,5

CVU

Características do Parque Hidráulico

Redução gradativa da regularização plurianual

Novos projetos não possuem reservatórios

Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos projetos hidrelétricos (região da Amazônia)

Perda da capacidade de regularização plurianual

0

1

2

3

4

5

6

7

Categoria 1

2001200520092013

2001 2005 2009 2013RELAÇÃO EN.ARMAZENADA / CARGA

6,25,7 5,4

4,7

23

Hidráulico

Plano Decenal 2021

2021

3,35

reservatórios

Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos projetos hidrelétricos (região da Amazônia)

plurianual

Produção hidrelétrica se torna cada vez mais dependente das afluências, que resultam das chuvas

Necessidade de contratação de expansão termelétrica para garantir o atendimento de energia e ponta

Necessidade de alterar perfil da Matriz Elétrica

Balanço de Garantia Física – SIN 1

OFERTA PEN 2013-MWmed) 2013 2014

UHE TOTAL 42.191 45.784

UTE TOTAL 14.233 15.296

PCHs, PCTs e UEEs 4.410 5.145

IMPORTAÇÃO DE ENERGIA 3.469 3.407

OFERTA TOTAL 64.303 69.632

CARGA 63.350 67.192

BALANÇO 953 2.440

LER (1º,2º,3ºe4º) 754 1.424

BALANÇO COM LER 1.707 3.8641 Os balanços aqui apresentados não levam em conta a oferta de energia que deverá ser acrescentada aleilões A-3 e de Reserva

24

2014 2015 2016 2017

45.784 47.251 49.166 52.282

15.296 15.545 15.545 15.646

5.145 5.887 6.330 6.491

3.407 3.338 3.263 3.180

69.632 72.021 74.304 77.599

67.192 70.037 72.650 75.565

2.440 1.984 1.654 2.034

1.424 1.874 1.899 1.899

3.864 3.858 3.553 3.9331 Os balanços aqui apresentados não levam em conta a oferta de energia que deverá ser acrescentada ao SIN até 2017, proveniente de

Balanço de Garantia Física – SUL

OFERTA PEN 2013-MWmed) 2013 2014

UHE TOTAL 6.961 6.971

UTE TOTAL 1.739 1.293

PCHs, PCTs e UEEs 982 1.138

OFERTA TOTAL 9.682 9.402

CARGA 10.627 11.019

BALANÇO (945) (1.617)

LER (1º,2º,3ºe4º) 52

BALANÇO COM LER (893) (1.531)

25

2014 2015 2016 2017

6.971 7.041 7.119 7.247

1.293 1.293 1.293 1.293

1.138 1.279 1.319 1.330

9.402 9.613 9.731 9.870

11.019 11.423 11.845 12.288

(1.617) (1.810) (2.114) (2.418)

86 115 115 115

(1.531) (1.695) (1.999) (2.303)

~~~~

~~CargaGH

Gernão simuladas

GT

Em situações especiais, indisponibilidade transmissão, concomitante com afluências críticas na Região Sul, realização de leilão regional por tipo de fonte

Importação

Exemplo: Balanço do Sul em situações especiais

26

Em situações especiais, a ocorrência de indisponibilidade de elementos de transmissão, concomitante com afluências críticas na Região Sul, indica a necessidade de realização de leilão regional por tipo de fonte.

Exemplo: Balanço do Sul em situações especiais

Riscos de Déficit Preliminares 2013

Riscos de Déficit (%)

SUBSISTEMA 2014Sudeste/Centro-OesteQualquer Déficit 3,8>1% da Carga 3,2SulQualquer Déficit 3,9>1% da Carga 3,1NordesteQualquer Déficit 0,8>1% da Carga 0,1NorteQualquer Déficit 0,8>1% da Carga 0,6

27

Riscos de Déficit Preliminares 2013 – 2017

2015 2016 2017

3,1 2,8 4,22,5 2,3 3,7

3,0 3,2 3,62,3 2,2 3,1

0,5 0,5 0,90,2 0,1 0,3

0,6 0,4 0,40,5 0,1 0,3

Custos Marginais de Operação Preliminares 2014

Custos Marginais (R$/MWh)

SUBSISTEMA 2014Sudeste/Centro-Oeste

285,74Sul

281,46Nordeste

183,54Norte

183,42

28

Custos Marginais de Operação Preliminares 2014 – 2017

2015 2016 2017

285,74 239,59 231,44 220,83

281,46 237,45 230,83 220,74

183,54 149,13 143,87 118,74

183,42 149,58 143,37 111,46

Aperfeiçoamento Recente – Leilões de Reserva de Eólicas(Portaria MME 132/2013)

O Leilão será realizado em duas fases subsequentes: I - primeira fase, com classificação por ordem de preço

capacidade de escoamento da Rede Básica e de fronteirainstalação para conexão dos empreendimentos de geração ao sistema de transmissão; e

II - segunda fase, com negociação da energia proveniente das usinas associadas aos lances vencedores da primeira fase de que trata o inciso I.

29

Leilões de Reserva de Eólicas

subsequentes: primeira fase, com classificação por ordem de preço considerando a capacidade de escoamento da Rede Básica e de fronteira e de cada instalação para conexão dos empreendimentos de geração ao sistema de

segunda fase, com negociação da energia proveniente das usinas associadas aos lances vencedores da primeira fase de que trata o inciso I.

30

Fim. Obrigado.