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1 AVALIAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO 2007 - 2011 II Seminário Internacional - UFRJ Rio de Janeiro, 14 / 09 / 07 Hermes J. Chipp.

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1 1 AVALIAÇÃO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO II Seminário Internacional - UFRJ Rio de Janeiro, 14 / 09 / 07 Hermes J. Chipp

2 2 Estrutura da Apresentação 1.Conceituação 2.Contextualização das Incertezas - Providências 3.Atendimento 2007/2011 – PEN – Atendimento 2007 – – PEN – Cenários Avaliados 3.3 – Resultados do PEN 3.4 – Conclusões e Recomendações

3 3 Avaliar as condições de atendimento energético em horizonte de 5 anos Período requerido para que, sob a visão do ONS, possam ser tomadas decisões de antecipação e/ou implantação de Geração e Transmissão pelo MME/CMSE – EPE, para aumentar a margem de segurança da operação. Objetivo

4 4 Conceituação

5 5 Os certificados de Garantia Física são determinados supondo-se que a energia a eles associada tem garantia de 95%. Aceita-se a ocorrência de déficits em 5% das séries simuladas. Portanto, sempre poderão ocorrer situações hidrológicas desfavoráveis para as quais se torna necessária a implantação de Procedimentos Operativos para mitigar as condições adversas. Garantia Física da Oferta

6 6 A energia nova, em função do tipo de oferta que é agregada, pode influenciar a segurança do SIN. É desejável oferta com as seguintes características: Hidroelétrica com capacidade de regularização. Geração menos dependente da sazonalidade anual das afluências. Termoelétrica com custo variável unitário compatível para ser despachada em situações que não de hidrologia crítica. Característica da Nova Oferta do SIN

7 7 Operação Hidrotérmica PresenteFuturoConseqüências Afluências Úmidas Secas Úmidas Secas Usar Água Guardar Água OK Ações do ONS para evitar déficit Vertimento = Desperdício Geração Térmica Minimizada Geração Térmica Maximizada

8 8 Operação Hidrotérmica Corte de carga (déficit) Geração Térmica Geração Hidráulica Intercâmbio entre regiões OBJETIVO: Minimizar custo total, do presente ao futuro, através de decisões de:

9 9 volume a 100%volume a 0% $ Custo Total = Custo Futuro + Custo Imediato Custo Imediato Custo Futuro Volume para mínimo custo total Atende à carga com água Volume: ZERO Custo imediato: ZERO Atende à carga com óleo Volume: 100% Custo imediato: ALTO Custo futuro: ALTO Custo futuro: BAIXO A Função de Custo Futuro e o Valor da Água

10 10 Risco de déficit é o número de séries de afluências que ocasionam déficit em relação ao total de séries simuladas Risco de Déficit Hipóteses de afluências Carga prevista Déficit

11 11 Risco de Déficit Risco conjuntural ALTO Risco conjuntural BAIXO Estoque ou afluências BAIXAS Estoque ou afluências ALTAS

12 12 Risco de Déficit O risco de déficit é calculado para cada ano do horizonte de estudo e para cada Subsistema Percentual de séries com déficit Para cada ano Percentual de séries em que o déficit médio anual ficou acima de x% da carga Profundidade Risco de Déficit

13 13 Contextualização das Incertezas- Providências

14 14 Contextualização das Incertezas - Providências IncertezasProvidências Mercado Projeções de crescimento do PIB e impacto no mercado de energia elétrica Acompanhamento da realização do mercado de energia elétrica e incorporação de seus efeitos nos Leilões de Energia Nova – LEN, em especial de A-3 Oferta Hidrelétrica - Dificuldades para obtenção de licenciamento ambiental de grandes projetos hidrelétricos Térmica - Cumprimento do Termo de Compromisso Petrobras – ANEEL (expansão da produção de gás e da infra-estrutura de gasodutos) Implantação de GNL - Acompanhamento e controle pelo CMSE/MME e ANEEL, de forma a assegurar o cumprimento do cronograma de expansão e a superação em tempo hábil de eventuais dificuldades - Exploração do potencial economicamente competitivo de biomassa e de PCH no médio prazo

15 15 IncertezasProvidências Hidrologia -Médio Prazo: Simulação com séries de energias Indicação de tendências serve como referência para a tomada de decisões com a finalidade de aumentar a margem de segurança do atendimento -Estabelecer Indicadores de Segurança -Estabelecer metodologia para quantificar riscos de racionamento Contextualização das Incertezas - Providências

16 16 IncertezasProvidências Hidrologia -Curto Prazo: Cerca de 60% da energia natural afluente aos principais reservatórios das regiões SE/CO e NE se concentram no período dez – abr Exemplos: EARmax em 30/11 ENA (% MLT) – dez/abr - Estabelecer Procedimentos Operativos que visam atingir nível meta de armazenamento em novembro com elevação de intercâmbios e antecipação de despacho de geração térmica SE/CONE ,715, ,127,5 SE/CONE 1999/ / Contextualização das Incertezas - Providências

17 17 A metodologia de Indicadores de Segurança está em fase de desenvolvimento e será submetida à apreciação do CMSE, para posterior regulamentação pela ANEEL. As medidas mitigadoras serão recomendadas em função da antecedência temporal e dos níveis de armazenamento, quando comparados a Curvas de Segurança de Referência (CAR, Curva Crítica de Operação, etc). Contextualização das Incertezas - Providências

18 18 Curvas de Segurança de Referência e Indicadores de Segurança 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 Risco de cruzamento da CAR é inferior a x% O risco de cruzamento da CCO é superior a y% Risco de cruzamento da CAR é superior a x% e de cruzamento da CCO é inferior a y%

19 19 Cálculo do Risco de Racionamento – Premissas O ONS vem desenvolvendo metodologia para o cálculo do risco de racionamento, baseada na experiência de 2001 – 2002: Racionamento equânime entre regiões (profundidade e abrangência) Início após caracterização do período úmido (fev – março) Continuidade até caracterização da próxima estação chuvosa Restrição de armazenamento dada por uma Curva Crítica de Operação

20 Sistema Interligado Nacional - SIN Subsistema Norte Exporta 9 meses do ano Capac. Armaz.: (19,0%) Capac. Térmica: Carga: Capac. Armaz.: (69,7%) Capac. Térmica/Nuclear: Carga: Capac. Armaz.: (6,8%) Capac. Térmica: Carga: Capac. Armaz.: (4,6%) Carga: Capac. de Armaz. Total do SIN MWmes

21 21 Atendimento 2007 – 2011

22 22 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 Foco em 2007 e 2008 Foco de 2009 a 2011 Médio Prazo Curto Prazo 1º ano2º ano 3º ano4º ano5º ano

23 23 Atendimento 2007 – 2008 Procedimentos Operativos - Curto Prazo

24 24 Característica das Afluências – Importância do Período Úmido para Garantir o Atendimento Região ENA Anual (MWmed) Mês ENA (MWmed) % ENA Anual SE/CO Dez – Abr NE Norte Sul92.080Jun – Out

25 25 Estabelecimento de Nível Meta de Armazenamento ao final do período seco do 1º ano (novembro), para garantir o atendimento no 2º ano, considerando o pior período úmido do histórico (dez/1º ano – abr/2º ano) Para atingir o Nível Meta de Armazenamento poderá ser necessária a utilização antecipada de geração térmica e/ou elevação de intercâmbios entre subsistemas Estratégia de Operação Visando a Segurança do Atendimento para os dois primeiros anos – Curto Prazo (foco em 2007 e 2008)

26 26 No período mar/nov, caso necessário, serão adotados procedimentos operativos – intercâmbios entre subsistemas e antecipação de geração térmica – para atingir o nível meta desejado em novembro do 1º ano. Afluência no Período Seco Fev/1ºAnoNov/1ºAnoAbr/2ºAnoNov/2ºAno Afluência Selecionada para Critério de Segurança Desejado NSPS 10% NSPU Afluência CAR Proposta do ONS de Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual – Curto Prazo Nível Meta (%EAR) Afluência selecionada para critério de segurança desejado Dez/Abr N1 Pior do histórico N2 2º pior do histórico N3 CAR Nível verificado Final Fev Verificado Final Jan Jan/1ºAno

27 27 Atendimento 2007 – 2008 Aplicação dos Procedimentos de Segurança Região Níveis Verificados em 31/08/2007 (% EARmax) Valor Esperado Afluência set – nov (% MLT) Níveis previstos para 30/11/07 (% EArmáx) CAR 2007/2008 Níveis Meta SE/CO72,110655,338,055,0 S61,98086,218,0- NE65,88544,528,042,0 N61,26640,3--

28 28 Atendimento 2007 – 2011 Resultados do PEN 2007

29 29 MWmed Crescimento ,4% ,0% ,9% ,8% ,4% Trajetória Inferior – PDEE – 2011 : PIB de 4% e taxa de crescimento média anual de 4,9% da carga MWmed Crescimento ,0% ,6% ,5% ,4% ,0% Trajetória Superior – PDEE – 2011 : PIB de 4,8% e taxa de crescimento média anual de 5,5% da carga Elaboradas pela EPE em conjunto com o ONS Premissas de Carga

30 30 Premissas de Oferta Concretização do cronograma de obras definido pelo CMSE / MME para julho de 2007, considerando o Termo de Compromisso – TC da Petrobrás para disponibilidade de gás natural e a oferta dos Leilões de Energia Nova – LEN: 1º Leilão 2005 – entrega 2008/ 2009/ 2010 – 1.969,3 MW 2º Leilão 2006 – entrega 2009 – 1.383,8 MW 3º Leilão 2006 – entrega 2011 – 1.569,6 MW 1º Leilão Fonte Alternativa 2007 – entrega 2010 – 638 MW 4º Leilão 2007 – entrega 2010 – MW Total dos Leilões : MW O Leilão de A-3 de 2008, com produtos para entrega em 2011, também contribuirá com acréscimo de nova oferta no período

31 31 Evolução da Potência Instalada – MW TIPO Sistema Interligado Nacional sem Acre- Hidráulica RondôniaTérmica Nuclear PROINFA - PCHs PROINFA - PCTs PROINFA - Eólicas Total sem Acre- Rondônia Acre-RondôniaHidro e Termo Itaipu 60 Hz (Brasil)(50% Total) Itaipu 50 Hz (1) Compras Itaipu Total (1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai Valores em 31 de dezembro de cada ano

32 32 Acréscimo anual de Nova Oferta – MW TIPO Total Sistema Interligado Nacional sem Acre- Hidráulica RondôniaTérmica Nuclear PROINFA - PCHs PROINFA - PCTs PROINFA - Eólicas Total Acre-RondôniaHidro e Termo Itaipu 60 Hz (Brasil)(50% Total) Itaipu 50 Hz (1) Compras Itaipu Total (1) Variação em função do aumento do consumo do Paraguai

33 33 Cenários Avaliados Cenário 1: Considera Trajetória Inferior de Mercado – PIB 4% Para o equilíbrio oferta–demanda é necessário um acréscimo de oferta adicional de cerca de MWmed em 2011 em relação ao Cenário 1 (Contratação em 2008 para entrega em 2011). Cenário 2: Considera Trajetória Superior de Mercado – PIB 4,8% Neste Cenário a oferta atende o princípio de contratação da totalidade do mercado. Cenários de Referência:

34 34 Cenários Avaliados Cenários de Sensibilidade: Cenário 3: Cenário 2 com atraso de 1 ano no TC Neste Cenário considerou-se o atraso de 1 ano no TC, o que representa reduções de disponibilidade de 700 MWmed em 2008, MWmed em 2009, MWmed em 2010 e 500 MWmed em Cenário 4: Cenário 2 com aumento da margem de segurança Neste Cenário considerou-se em 2011 oferta adicional na região Nordeste em relação ao Cenário 2 para aumentar a margem de segurança operativa (500 MW).

35 35 Riscos de Déficit – Cenário 1 (PIB 4,0%) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit %0,02,23,94,05,3 Déficit >1% da carga0,01,73,43,34,0 Sul Qualquer déficit %0,01,02,0 2,9 Déficit >1% da carga0,00,71,5 2,2 Nordeste Qualquer déficit %0,03,48,63,95,7 Déficit >1% da carga0,02,62,71,22,1 Norte Qualquer déficit %0,03,24,93,43,0 Déficit >1% da carga0,02,63,62,7

36 36 Contextualização dos Déficits de Energia – Profundidade Déficits de profundidade menores do que 1% da carga em 2011: NE : até 89 MWmédios 0,03% da capacidade de armazenamento SE : até 378 MWmédios 0,14% da capacidade de armazenamento são evitados com procedimentos operativos de segurança – elevação de intercâmbios inter-regionais e geração térmica adicional. Portanto, do ponto de vista da operação, não é adequada a consideração de déficits de profundidade de até 1% da carga.

37 37 Nordeste em 2011 Nº de Séries com qualquer profundidade de déficit Nº de Séries com de déficits acima de 1% do mercado – 89 MWmed Distribuição dos Déficits – Cenário 1

38 38 Riscos de Déficit – Cenário 2 (PIB 4,8%) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit %0,02,74,54,87,3 Déficit >1% da carga0,02,14,04,25,9 Sul Qualquer déficit %0,01,03,43,14,6 Déficit >1% da carga0,00,82,22,52,9 Nordeste Qualquer déficit % 0,06,68,44,17,5 Déficit >1% da carga0,04,43,31,62,6 Norte Qualquer déficit %0,06,05,93,64,8 Déficit >1% da carga0,04,34,83,54,2 Sem considerar Sem considerar leilão em 2008: MWmédios em 2011

39 39 SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit %0,02,64,85,36,0 Déficit >1% da carga0,02,14,34,74,8 Sul Qualquer déficit %0,01,13,82,84,3 Déficit >1% da carga0,00,82,22,02,9 Nordeste Qualquer déficit %0,05,18,44,25,9 Déficit >1% da carga0,03,63,21,72,4 Norte Qualquer déficit %0,05,75,24,14,0 Déficit >1% da carga0,04,34,23,63,4 Riscos de Déficit – Cenário 2 (PIB 4,8%) Com equilíbrio de oferta Com equilíbrio de oferta MWmédios em 2011

40 40 Riscos de Déficit – Cenário C3 (Atraso de 1 ano do TC) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer déficit %0,03,26,26,97,3 Déficit >1% da carga0,02,55,36,06,5 Sul Qualquer déficit %0,01,45,54,65,6 Déficit >1% da carga0,00,93,13,53,9 Nordeste Qualquer déficit %0,09,716,16,910,5 Déficit >1% da carga0,06,96,72,83,3 Norte Qualquer déficit %0,04,77,45,14,8 Déficit >1% da carga0,04,06,74,64,5

41 41 Contextualização do Atendimento à região Nordeste 2011 Cenário 4 ~ ~ Carga = MWmed GT = MWmed GH = MWmed MWmed NE Em situações críticas no Nordeste as térmicas estarão operando com capacidade máxima. O requisito de geração hidráulica para o atendimento à carga será de MWmédios, o que equivale, em termos anuais, a MWmédios – cerca de 54% da MLT. A implantação de 500 MWmédios – equivale em termos anuais a MWmédios – possibilita o atendimento mesmo na ocorrência do pior ano do histórico (2001 – 49% da MLT).

42 42 Conclusões e Recomendações 1.Para a garantia do atendimento é de fundamental importância: A concretização do cronograma de obras do CMSE, destacando-se as usinas hidrelétricas Foz do Chapecó (855 MW), Serra do Facão (216,6 MW), São Salvador (242,2 MW), Estreito (1.087 MW), Dardanelos (261 MW), Mauá (350 MW), Simplício (306 MW) e da UTE Do Atlântico (490 MW). A concretização do cronograma de expansão da produção de gás, da infra-estrutura de gasodutos da Petrobrás e da implantação do GNL - Termo de Compromisso, em que a disponibilidade de Geração Térmica da Petrobrás passa de MWmédios em 2007 para MWmédios em A duplicação da LT 500 kV Colinas-Ribeiro Gonçalves-São João do Piauí e LT 500 kV São João do Piauí-Milagres (2º semestre de 2009). Aumento da capacidade de recebimento de energia pela Região Nordeste em cerca de MWmed.

43 43 Conclusões e Recomendações 2.Para a aumentar a margem de segurança do atendimento ao mercado, o MME/CMSE-EPE deve analisar a viabilidade de implantar oferta adicional da ordem de 500 MW na Região Nordeste como Reserva de Geração. 3.Procedimentos Operativos de Curto Prazo são imprescindíveis para mitigar os riscos de desabastecimento no 1º biênio, mesmo em situação de hidrologias adversas.

44 44 Comentários Finais Dadas as características da biomassa no que se refere à: previsibilidade da sua disponibilidade; projetos de pequeno porte; proximidade dos centros de carga; complementaridade em relação ao regime hidrológico da região SE/CO; Recomenda-se o aproveitamento do potencial economicamente competitivo, em especial até a entrada dos aproveitamentos do rio Madeira, aumentando assim a margem de segurança no atendimento (oportunidades para os LENs A-3 para 2011 e A-5 para 2012).

45 45 F I M


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