Perspectivas de Atendimento Eletro-energético de Curto e Médio Prazos

Apresentação em tema: "Perspectivas de Atendimento Eletro-energético de Curto e Médio Prazos"— Transcrição da apresentação:

1 Perspectivas de Atendimento Eletro-energético de Curto e Médio Prazos
PAINEL O MOMENTO ATUAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Apresentação Perspectivas de Atendimento Eletro-energético de Curto e Médio Prazos VI Encontro dos Associados da Apine com seus Convidados Brasília, DF 29 de setembro de 2005 Mario Fernando de Melo Santos Diretor Geral ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

2 Estrutura da Apresentação
Conclusões sobre a Avaliação da Segurança do Suprimento Energético no Período 2005/2009 Premissas de Demanda e Oferta utilizadas nos Estudos de Planejamento da Operação do ONS – Mercado e Oferta de Referência Avaliação da Segurança do Suprimento Energético no Período 2005/2009 1. Avaliação prospectiva da evolução dos níveis de armazenamentos para o final do período seco de 2005 2. Avaliação determinística do atendimento energético segundo as Curvas Bianuais de Aversão a Risco – CARs para o biênio 2006/2007 –CARs são ainda preliminares 3. Avaliação probabilística do atendimento energético – 2005/2009 Avaliação da Segurança do Atendimento Elétrico ao SIN Avaliação segundo Indicadores de Desempenho do SIN 2000/2004 Perspectivas de atendimento futuro considerando a expansão da transmissão

3 Conclusões sobre a Avaliação da Segurança do Suprimento Energético no Período 2005/2009

4 Conclusões Avaliação para o final de 2005 Para o final de 2005, as previsões dos níveis de armazenamento nos reservatórios equivalentes das regiões do país atendidas pelo SIN indicam níveis bastante superiores aos correspondentes níveis determinados nas curvas de aversão ao risco, de modo que o atendimento está assegurado. Avaliação para com base na curva de aversão ao risco Para 2006 e 2007, as avaliações determinísticas indicam probabilidade dentro dos padrões normais de ocorrência de níveis de armazenamento inferiores aos constantes nas curvas de aversão ao risco. Assim, pode-se também afirmar que para este anos, o SIN deverá ter desempenho normal. O suprimento de energia só poderia vir a sofrer alguma restrição no caso de registro de hidrologias mais críticas do que todas aquelas que compõem o histórico conhecido.

5 Conclusões Avaliação probabilística para o período 2006-2009
As avaliações foram realizadas com uma premissa de crescimento médio de 5,3% entre 2005/2009, correspondente a um crescimento médio do PIB de 4,3%, e duas premissas de oferta de energia, quais sejam: 1. Oferta de referência fornecida pelo poder concedente em Maio/2005 (ampliação de MW), com a qual as avaliações indicam risco de déficit dentro dos padrões normais (5%) para o período, com exceção de no Nordeste com risco de 9,2% e no Norte com risco de 6,2%. 2. Oferta anterior, adicionada da disponibilização das instalações já existentes: a) UTE Araucária (480 MW) a partir de janeiro/2008 b) Utilização da UTE Uruguaiana(600 MW) e conversora de Garabi com sua disponibilidade normal (2000MW), hoje limitados respectivamente a 217MW e 400MW no período de novembro a abril, a partir de 2008. em que essa oferta adicional já traria os riscos de déficit praticamente para valores atendendo o critério de 5%

6 Conclusões Em suma, dada a antecipação com que está sendo feita a avaliação, permitindo a adoção de ações corretivas de expansão da oferta pelo Poder Concedente, e a profundidade dos deficits no Nordeste e no Norte – para profundidades < 2,5% da carga os riscos de deficit desses dois subsistemas já seriam trazidos para dentro do critério setorial – avalia-se que a situação é gerenciável.

7 Premissas de Demanda e Oferta utilizadas nos estudos de Planejamento da Operação do ONS

8 Carga de Energia 2005/2009 Sistema Interligado Nacional
Para o ciclo 2005, foi definida como premissa dos estudos o Mercado de Referência, considerando a evolução da carga de energia ao longo de 2005, bem como a realização do PIB e as expectativas de fechamento em 2005, assim como um crescimento do PIB de 4% em As previsões utilizadas foram feitas, no âmbito do CMSE, pelo CTEM/MME e ONS em abril/2005. MWmed Cresc.(%) PIB (%) 2004 43.730 2005 46.327 5,9% 4,0% 2006 48.666 4,8% 4,1% 2007 50.900 4,6% 4,3% 2008 53.471 5,1% 4,4% 2009 56.644 5,3%

9 Oferta de Energia Base: PMO Junho de 2005
A premissa de Oferta de Referência tem como base o cronograma de obras estabelecido em reunião do GT de Acompanhamento de Cronograma de Obras, no âmbito do CMSE, coordenado pelo MME, com participação da ANEEL, ONS e EPE, realizada em 13.maio.2005, utilizado na elaboração do PMO de junho/2005. Observe-se que para a Interligação com a Argentina em Garabí, tanto para a avaliação energética e como para o balanço de ponta foi considerada a disponibilidade de 400,71 MWmed, conforme Port. MME 153/2005 e Res. ANEEL 155/2005

10 Oferta de Energia Acréscimo Anual de capacidade em MW – Base: PMO Junho de 2005
Tipo 2005 2006 2007 2008 2009 Total Hidráulica 2.242 3.775 457 759 915 8.148 Itaipu Brasil - 700 Subtotal Hidro 4.475 8.848 Térmica PPT 877 572 589 200 2.238 Térmica Emergencial -154 -785 -939 Térmica Outras -98 Subtotal Térmica Convencional 625 -213 1.201 Termonuclear Proinfa: PCHs+PCTs+Eólicas 3.270 Capacidade Instalada do SIN 2.867 4.262 4.316 959 13.319 Itaipu Paraguai 193 -28 -29 -30 106 Importação Argentina Total disponibilidade do SIN 4.455 4.288 930 885 13.425 2005 2006 2007 2008 2009 Capacidade total do SIN 91.517 95.972

11 Avaliação das condições do atendimento energético em 2005

12 Recomposição da capacidade de regularização plurianual
Comportamento dos Armazenamentos a Armazenamento do Sudeste/Centro-Oeste representa cerca de 70% do SIN Projeções de nível de armazenamento de 57% no final do ano asseguram o atendimento em 2005 120,0 SE Recomposição da capacidade de regularização plurianual EAR Máx. de 1996 a 2005 Abril Novembro 110,0 EARmáx 21/09 66,6% VE para Nov/05 57,3% 100,0 88,6 85,8 90,0 81,1 81,8 78,9 76,3 80,0 69,9 69,2 70,0 59,4 60,0 60,2 59,4 50,0 40,0 47,5 32,2 43,2 40,7 30,0 36,2 20,0 22,1 23,0 19,7 10,0 0,0 | | | | | | | | | | 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 %ENA 83, , , , ,

13 Comportamento dos Armazenamentos a 2005 Armazenamento do Nordeste representa cerca de 20% do SIN 120,0 NE EAR Máx. de 1996 a 2005 Abril Novembro 110,0 EARmáx 21/09 70,6% VE para Nov/05 53,0% Projeções de nível de armazenamento de 53% no final do ano asseguram o atendimento em 2005 97,4 97,4 97,1 100,0 90,0 84,1 80,0 71,2 65,6 70,0 55,8 57,4 65,3 60,0 53,0 56,4 50,0 33,1 40,0 30,0 33,7 27,5 20,0 22,2 15,9 18,6 10,0 7,8 13,7 0,0 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 %ENA

14 Avaliação Determinística segundo a Curva Bianual de Aversão a Risco no Biênio 2006 – CARs preliminares com premissas do Planejamento Anual 2005

15 Curva Bianual de Aversão a Risco – 2006/2007: Exemplo do Sudeste/Centro-Oeste - PRELIMINAR
abr/2006 Risco de violação da CAR 4,5% abr/2007 Risco de violação da CAR 3,0% Baixos riscos de violação das CAR, indicam atendimento assegurado no biênio 2006/2007 VE Nov/05 57% nov/2006 Risco de violação da CAR 6,0% CAR 2005/2006

16 Curva Bianual de Aversão a Risco – 2006/2007: Exemplo do Nordeste - PRELIMINAR
abr/2006 Risco de violação da CAR 1,5% abr/2007 Risco de violação da CAR 1,5% Baixos riscos de violação das CAR, indicam atendimento assegurado no biênio 2006/2007 VE Nov/05 53% nov/2006 Risco de violação da CAR 7,0% CAR 2005/2006

17 Avaliação Probabilística com Séries Sintéticas
- Riscos de déficit

18 Riscos de Déficit (%) Riscos 2006 2007 2008 2009 Nordeste
Déficit > 1% da Carga 0,9 2,1 3,6 9,2 Déficit > 2,5% da Carga 0,6 1,3 5,1 Norte 2,3 2,8 6,2 0,7 1,5 1,6 3,1 Sudeste/Centro-Oeste Déficit > 1% da Carga 1,0 1,3 1,6 2,8 Déficit > 2,5% da Carga 0,6 0,9 1,2 1,7 Sul 1,1 1,4 2,0 4,3 0,5 0,8 2,2 Notar: para prof. >2,5% da carga no Nordeste em 2009 (218MWmed), risco volta ao normal

19 Riscos de Déficit (%) Déficit > 1% da Carga 9,2%
Distribuição dos Déficits com Séries Sintéticas 360 Ano: 2009 Nordeste 330 300 270 Déficit > 1% da Carga 9,2% Déficit > 2,5% da Carga 5,1% 240 210 184 180 150 Diferença: 1,5% da carga  130 MWmed 120 120 87 NÚMERO DE SÉRIES 90 65 53 60 33 22 15 30 11 8 7 4 3 3 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 >=1% >=2% >=3% >=4% >=5% >=6% >=7% >=8% >=9% >=10% >=11% >=12% >=13% >=14% >=15% >=16% >=17% >=18% >=19% >=20% >=21% >=22% >=23% >=24% >=25% >=26% >=27% PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL % da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% 12% 13% MWmed 87 174 261 349 436 523 610 697 784 871 959 1046 1133 % da Carga 15% 16% 17% 18% 19% 20% 21% 22% 23% 24% 25% 26% 27% MWmed 1307 1394 1481 1569 1656 1743 1830 1917 2004 2091 2179 2266 2353

20 Avaliação Preliminar de Ações para trazer os riscos de deficit para valores conformes com o critério de 5% em 2009 no Norte e no Nordeste Disponibilidade de Instalações Existentes: UTE Araucária a partir de janeiro/2008 e das Interligações de Garabi e UTE Uruguaiana no período novembro – abril a partir de 2008

21 - UTE Araucária em Jan/2008 - Interligações Garabi e UTE Uruguaiana plenas só no período novembro-abril a partir de 2008 Riscos de Déficit Riscos de Déficit (%) 2006 2007 2008 2009 Nordeste Déficit > 1% da Carga 0,9 2,2 3,3 5,4 Déficit > 2,5% da Carga 0,5 1,3 1,9 Déficit > 5% da Carga 0,2 0,8 1,5 Déficit > 10% da Carga 0,0 0,3 Norte 1,2 2,0 3,4 0,7 1,4 1,1 0,6 1,0 0,1 Probabilidade Probabilidade Sudeste/Centro-Oeste Déficit > 1% da Carga 1,0 1,4 1,3 2,5 Déficit > 2,5% da Carga 0,7 0,8 1,5 Déficit > 5% da Carga 0,3 0,5 0,9 Déficit > 10% da Carga 0,1 0,2 0,4 Sul 1,1 1,7 1,2 2,0 0,6 Probabilidade Probabilidade

22 Avaliação da Segurança do Atendimento Elétrico ao SIN:
Indicadores de Desempenho da Rede Destaques do Plano de Ampliação e Reforços da Rede Básica - PAR 2006/2008

23 Indicadores de Desempenho do SIN

24 Quantidade de Componentes
Nº de Perturbações com Corte de Carga O número total de perturbações com corte de carga superior a 100 MW reduziu de 56 (em 2003) para 28 (em 2004), ou seja de 3,5% para 1,5% do número total de perturbações; O nº de perturbações com qualquer corte de carga ou com corte de carga menor que 50 MW também diminui de 2003 para 2004, embora os ativos do SIN tenham aumentado. Tipos de Componentes Tipos de Componentes Quantidade de Componentes 2000 2000 2001 2001 2002 2002 2003 2003 2004 2004 Linhas de transmissão 587 587 594 594 614 614 672 672 693 693 Extensão em km 69.034 70.033 72.506 77.642 80.022 Transformadores 772 799 815 831 859 Nota: Equipamentos com tensão >= 230 kV (Rede Básica)

25 Indicadores de Robustez do SIN
Robustez – é um indicador da segurança elétrica do SIN; relação entre o número de perturbações sem corte de carga e o número total de perturbações no período de observação. Considerando que no período 2000 a 2004 houve aumento significativo dos ativos de transmissão ( 18%) e de transformação (11%) associados a Rede Básica, a evolução da segurança elétrica da Rede Básica foi positiva.

26 Percentual da Energia Não Suprida pela Energia Suprida no Ano
Energia Não Suprida em MWh É obtida somando-se a energia interrompida durante todas as perturbações ocorridas no ano Percentual da Energia Não Suprida pela Energia Suprida no Ano Equivale a Continuidade = 99,995 Energia Não Suprida em MWh sem considerar o Blecaute de 2002 e queda de torres na região de Nobres e SINOP (MT), em 2004, suprimento radial. Equivale a Continuidade = 99,997

27 Avaliação Elétrica em 2005 A comparação do número de perturbações no período jan/ago nos 6 anos, mostra que em 2005 que: A operação elétrica vem-se dando em conformidade com critérios setoriais, com índices de desempenho estáveis, comprovada por ter suportado algumas contingências de grande porte sem perda de carga Com qualquer corte de carga Com corte > 50 MW Com corte > 100 MW (%) percentual em relação ao total de perturbações na Rede Básica no período de Janeiro a Julho

28 Destaques do PAR 2006/2008

29 Montantes de Obras da Rede Básica no PAR 2006-2008
Linhas de Transmissão Tensão Km 500 kV 6.824 345 kV 610 230 kV 3.610 Total 11.044 68% deste total representam linhas definidas em ciclos anteriores e 32% linhas que estão sendo propostas neste ciclo, em especial de ampliação da interligação Norte-Sul e reforços nos sistemas receptores em 500kV no Norte e Sudeste Transformadores Tensão primária MVA 500 kV 17.947 440 kV 4.786 345 kV 3.125 230 kV 10.147 Total 36.005 54% deste total representam trafos definidos em ciclos anteriores e 46% são trafos que estão sendo propostos neste ciclo, em especial transformadores na fronteira da Rede Básica com as redes de subtransmissão INVESTIMENTO TOTAL : R$ 13,7 bilhões (preços de junho/04 atualizados para junho/05 pelo IGP-M) a serem amortizados em 30 anos

30 Avaliação do Atendimento Elétrico
Considerando as obras propostas, o Sistema Interligado Nacional atenderá de modo geral aos critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede a menos de: 1. Sistemas radiais que foram concebidos no planejamento para operar nesta configuração até que se justifique economicamente sua expansão 2. Subestações supridas em derivação que se constituem em etapas intermediárias a serem gradativamente normalizadas O atendimento elétrico do SIN no período 2006/2008, com a implantação das obras recomendadas no PAR, deverá ser feito com segurança

31 APOIO Detalhamento dos Cenários e da Avaliação Probabilística com Séries Sintéticas

32 Cenário de Oferta – UHEs + Itaipu Base: PMO Junho de 2005
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33 Cenário de Oferta - UHEs Base: PMO Junho de 2005
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34 Ampliações e Capacitação para Bicombustível
Cenário de Oferta – Térmicas Base: PMO Junho de 2005 UTEs do PPT Usina Região Cap.Total (MW) Ampliações e Capacitação para Bicombustível 2005 2006 2007 2008 2009 Termorio SE 1.163 670 247 Santa Cruz 500 325 Três Lagoas 110 CCBS 250 Canoas S 90 Vale do Açu NE 340 Total 2.453 572 590 200 - Outras Térmicas Usina Região Cap.Total (MW) Ampliações 2005 2006 2007 2008 2009 W. Arjona SE 260 70 Voltar

35 Oferta de Energia Usinas do PROINFA – MW
- Base: PMO Junho de 2005 Tipo 2005 2006 2007 2008 2009 PROINFA – PCHs 1.192 PROINFA – PCTs 655 PROINFA – Eólicas 1.423 Total 3.270 Discriminação das Eólicas a seguir  Voltar

36 Oferta de Energia Usinas Eólicas do PROINFA – MW - Discriminação
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37 Importância da Integração
Integração dos Subsistemas no Brasil - Evolução das Capacidades de Intercâmbio de Importação - I e Carga Própria de Energia - CPE Importância da Integração pela Transmissão Ano MWmed I/CPE CPE Receb 1987 2.897 200 7% 1998 5.593 850 15% 2000 5.879 1.000 17% 2003 6.041 1.850 31% 2004 6.271 2.150 34% 2005 6.824 2.250 33% 2006 7.246 2.500 35% 2007 7.696 3.550 46% 2008 8.173 3.600 44% Ano MWmed I/CPE CPE Receb 1987 1.170 200 17% 1999 2.447 900 37% 2004 2.974 1.200 40% 2005 3.114 38% 2008 4.060 2.030 50% Itaipu Binacional(1) Ano MWmed I/CPE CPE Receb 1985 14.549 1.000 7% 1999 24.697 5.200 21% 2001 23.198 6.200 27% 2002 24.405 6.400 26% 2003 25.778 7.400 29% 2005 28.783 2006 29.899 9.250 31% 2008 32.283 Ano MWmed I/CPE CPE Receb <1985 2.673 500 19% 1985 2.993 1.050 35% 1999 6.348 2.000 32% 2003 7.221 2.800 39% 2005 7.723 3.700 48% 2006 8.112 4.300 53% 2008 8.955