ONS ENASE 2013

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ONS ENASE 2013

  1. 1. Hermes Chipp Diretor Geral 10º ENASE 1 Rio de Janeiro, 21 de maio de 2013 Desafios e Cenários da Operação 10º ENASE
  2. 2. 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
  3. 3. 1. Programa Mensal de Operação de 3 Mensal de Operação de Maio/2013
  4. 4. Atendimento Ano 2012 MWmed % med. MWmed % med. Jan-Abr 47.992 91 5.193 72 Mai-Dez 23.982 95 7.622 76 MWmed % med. MWmed % med. Jan-Abr 50.619 96 9.140 127 Sudeste Sul 2012 Sudeste 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 13.558 104 3.373 64 2.654 69 MWmed % med. MWmed % med. 7.048 50 11.067 85 Nordeste Norte 2012 Nordeste Norte 2013 JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ 38.533 26.142 17.402 14.742 15.003 23.087 27.576 153 125 99 84 71 85 67 14.020 9.762 7.874 5.026 7.570 4.877 4.633 149 95 82 42 58 52 63 3.257 2.563 2.042 1.814 1.443 4.442 6.822 67 64 58 58 42 79 66 3.136 1.968 1.274 1.125 1.134 2.333 4.906 69 73 66 73 64 80 86
  5. 5. Atendimento Ano 2012 Fornecimento SE/CO - 2012 60,7 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 dez EnergiaArmazenada(%EARmax) Evolução do Armazenamento Desestoque de cerca de 18 %EARmáx 2.919 MWmed 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
  6. 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 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
  7. 7. Condições Meteorológicas e Previsão Climática Março (mm) Bacia Total Observado Média Observado São Francisco Três Marias 159 148 Sobradinho 118 121 Tocantins 257 252 Grande 186 170 Paranaíba 185 182 Paranapanema 165 123 Tietê 148 164 Iguaçu 225 121 Uruguai 205 134 Jacuí 159 128 7 Condições Meteorológicas e Previsão Climática Abril (mm) Maio (mm) Total Observado Média Total Observ. (até 20/05) Previsto até 30/05 Média 97 68 0 10 33 76 73 0 5 24 122 160 25 5 53 71 78 0 15 54 108 97 0 15 40 202 92 6 25 104 84 75 0 20 58 76 115 108 20 155 92 142 76 30 145 109 97 89 25 113
  8. 8. Condições Hidroenergéticas – Rev. 3 PMO Maio/13 ENAs Verificadas – Fevereiro/13 a Abril/13 ENAs Previstas Maio/13 Fevereiro Março MWmed % MLT MWmed % MLT SE/CO 56.135 95 48.939 89 SUL 6.999 84 12.889 187 NORDESTE 10.550 71 5.159 34 NORTE 11.871 92 11.701 78 Maio MWmed 28.482 4.707 4.385 9.943 Maio - Situação Até 19/mai ENA (%MLT) %EARmáx (19/05/2013) SE/CO 96 62,2 SUL 50 54,3 NORDESTE 68 49,1 NORTE 115 95,9 8 Rev. 3 PMO Maio/13 Fevereiro/13 a Abril/13 Previstas Maio/13 – Base Mensal Abril % MLT MWmed % MLT 89 51.149 123 187 7.676 118 34 7.999 66 78 14.010 95 %EARmáx (30/04/13) 62,5 60,3 48,5 96,1 Maio % MLT 95 55 59 105 %EARmáx (31/05/13) PMO 62,3 55,9 47,8 96,5 GT Ordem Mérito (MWmed) 5.525 1.892 2.032 1.032 10.427 GT Garantia Energética (MWmed) 1.433 153 2.037 318 3.941
  9. 9. 2. Avaliação Energética de Curto 9 Avaliação Energética de Curto Prazo – Ano 2013
  10. 10. 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 considerando envoltória inferior a partir das ENAs subsistemas 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
  11. 11. Análise de Semelhança Climática 11 Análise de Semelhança Climática Cenário 1994/2004
  12. 12. Análise de Semelhança Climática 12 Análise de Semelhança Climática Cenário 1994/2004
  13. 13. Avaliação Prospectiva Período Mai Premissas Armazenamentos Iniciais (Verificado 30/Abril) SE/CO SUL NE NORTE 62,5 60,3 48,6 96,1 %EARmáx Energias Naturais Afluentes (%MLT) Valor Esperado Cenario 1994/2004 Intercâmbios (MWmed) MAI JUN JUL AGO Valor Esperado 2.100 1.000 500 600 Cenario 1994/2004 2.300 1.500 800 600 Fluxo N/NE --> SE/CO MAI JUN JUL AGO Valor Esperado 0 0 1.000 2.000 Cenario 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 NORTE Valor Esperado 104 90 78 105 Cenario 1994/2004 99 85 85 92 ENAMAI - NOV(% MLT) Cenário SET OUT NOV Média 1.300 1.200 1.400 1.157 1.400 1.200 1.300 1.300 Fluxo N/NE --> SE/CO SET OUT NOV Média 2.000 2.000 2.000 1.286 500 1.000 1.000 500 Fluxo Sul --> SE/CO (MWmed)
  14. 14. Premissas Carga (MWmed) abril maio junho julho SE/CO 39.138 38.411 38.181 38.281 38.886 S 10.305 10.482 10.483 10.398 10.394 NE 9.822 9.659 9.000 9.024 N 4.224 4.290 4.280 4.248 SIN 63.489 62.842 61.944 61.951 62.789 Avaliação Prospectiva Período Mai Mai Jun Jul Ago 10.510 11.721 11.996 11.774 12.300 GT (MWmed) Disponibilidade de Geração Térmica (MWmed): Mai Jun Jul Ago 12.600 14.020 14.135 14.073 13.714 GT (MWmed) Despacho GT1A Despacho Pleno 14 agosto setembro outubro novembro MEDIA 38.886 39.054 39.247 38.784 38.748 10.394 10.296 10.360 10.492 10.401 9.215 9.483 9.713 9.775 9.461 4.294 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 MEDIA 12.300 12.636 12.943 11.983 Set Out Nov MEDIA 13.714 14.559 14.085 13.848 Fator de 90% para definição da disponibilidade Fator de 85% para definição da disponibilidade
  15. 15. Expansão Hidráulica Premissas APROVEITAMENTO REGIÃO UNIDADE POTÊNCIA(MW) SAO DOMINGOS SE 2/2 24 SIMPLICIO SE 1 a 3/3 102 BATALHA SE 1/2 26 BATALHA SE 2/2 26 JIRAU SE 1/50 75 JIRAU SE 2/50 75 JIRAU SE 3 e 4/50 75 JIRAU SE 5 a 7/50 75 JIRAU SE 8 e 9/50 75 STO ANTONIO SE 15 e 16/44 73 STO ANTONIO SE 17 e 18/44 73 STO ANTONIO SE 19 a 22/44 73 STO ANTONIO SE 23 e 24/44 73 STO ANTONIO SE 25/44 73 STO ANTONIO SE 26 e 27/44 70 2.003 BALBINA N 1 a 5/5 50 COARACY NUNES N 1 a 3/3 24 322Total NORTE 01/out/13 Total SE/CO 01/jul/13 01/ago/13 01/nov/13 01/nov/13 01/jun/13 01/out/13 01/mai/13 01/mai/13 01/jun/13 01/ago/13 01/jul/13 01/ago/13 01/set/13 01/out/13 01/set/13 DATA 01/jul/13 Avaliação Prospectiva Período Mai 15 POTÊNCIA(MW) 24 102 26 26 75 75 75 75 75 73 73 73 73 73 70 2.003 50 24 322 Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013 Geração hidráulica simulada S.ANTONIO JIRAU MAIO 1.128 0 1.128 420 JUNHO 1.275 0 1.275 420 JULHO 1.560 75 1.635 420 AGOSTO 1.707 150 1.857 700 SETEMBRO 1.707 300 2.007 1.575 OUTUBRO 1.780 525 2.305 1.575 NOVEMBRO 1.920 675 2.595 1.575 MEDIA 1.734 343 2.077 1.164 EXPANSÃOCAPAC.(MW) LIMITE TRANSFERÊNCIA TOTAL
  16. 16. 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
  17. 17. Avaliação Prospectiva Período Mai Resultados – Armazenamentos (%EARmáx Despacho GT  GT1A ABR MAI JUN JUL Valor Esperado 62,7 62,1 58,7 Cenário 1994/2004 64,0 63,6 60,2 SUDESTE/CENTRO-OESTE 62,5 ABR MAI JUN JUL Valor Esperado 46,9 45,5 44,2 Cenário 1994/2004 52,5 52,6 51,4 48,6 Despacho GT  Pleno ABR MAI JUN JUL Valor Esperado 63,6 63,9 61,4 Cenário 1994/2004 64,9 65,4 62,9 SUDESTE/CENTRO-OESTE 62,5 ABR MAI JUN JUL Valor Esperado 47,1 45,9 44,8 Cenário 1994/2004 52,7 53,0 52,0 48,6 17 Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013 EARmáx) JUL AGO SET OUT NOV N.M. 58,7 53,2 48,1 44,7 45,3 60,2 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 34,5 51,4 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 51,8 62,9 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 36,5 52,0 49,0 45,1 40,9 39,0 NORDESTE 35
  18. 18. 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
  19. 19. 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
  20. 20. 3. Avaliação Energética de Médio Prazo 20 Avaliação Energética de Médio Prazo – 2013 / 2017
  21. 21. 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
  22. 22. 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/13 22 2017 31/12/2017 CRESCIMENTO 2013-2017 MW % MW % 107.495 73,3 17.974 20,1 3.395 2,3 1.405 70,6 12.706 8,7 2.898 29,5 3.205 2,2 1.080 50,8 5.875 4,0 927 18,7 749 0,5 0 0,0 4.672 3,2 624 15,4 8.477 5,8 6.715 381,1 146.574 100,0 31.623 27,5 CVU
  23. 23. 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 2001 2005 2009 2013 2001 2005 2009 2013 RELAÇÃO EN.ARMAZENADA / CARGA 6,2 5,7 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
  24. 24. 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 3.864 1 Os balanços aqui apresentados não levam em conta a oferta de energia que deverá ser acrescentada a leilões 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 3.933 1 Os balanços aqui apresentados não levam em conta a oferta de energia que deverá ser acrescentada ao SIN até 2017, proveniente de
  25. 25. 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)
  26. 26. ~~ ~~ ~~Carga GH 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
  27. 27. Riscos de Déficit Preliminares 2013 Riscos de Déficit (%) SUBSISTEMA 2014 Sudeste/Centro-Oeste Qualquer Déficit 3,8 >1% da Carga 3,2 Sul Qualquer Déficit 3,9 >1% da Carga 3,1 Nordeste Qualquer Déficit 0,8 >1% da Carga 0,1 Norte Qualquer Déficit 0,8 >1% da Carga 0,6 27 Riscos de Déficit Preliminares 2013 – 2017 2015 2016 2017 3,1 2,8 4,2 2,5 2,3 3,7 3,0 3,2 3,6 2,3 2,2 3,1 0,5 0,5 0,9 0,2 0,1 0,3 0,6 0,4 0,4 0,5 0,1 0,3
  28. 28. Custos Marginais de Operação Preliminares 2014 Custos Marginais (R$/MWh) SUBSISTEMA 2014 Sudeste/Centro-Oeste 285,74 Sul 281,46 Nordeste 183,54 Norte 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
  29. 29. 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 fronteira instalação 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. 30. 30 Fim. Obrigado.

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