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1 Desafios e Cenários da Operação do SIN São Paulo, 10 de Junho de 2013 Hermes Chipp Diretor Geral III SIGAMT.

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1 1 Desafios e Cenários da Operação do SIN São Paulo, 10 de Junho de 2013 Hermes Chipp Diretor Geral III SIGAMT

2 2 Sumário 1.Programa Mensal de Operação Junho/2013 2.Avaliação Energética para 2013 3.Avaliação Energética de Médio Prazo 2014 – 2017

3 3 1. Programa Mensal de Operação Junho/2013

4 4 Atendimento Ano 2012 ENAs mensais inferiores a 75 %MLT Energias Naturais Afluentes – ENAs

5 5 Atendimento Ano 2012 Fornecimento SE/CO - 2012Evolução do Armazenamento – SE/CO Desestoque de cerca de 18 %EARmáx 2.919 MWmed

6 6 Somente no final do mês de maio foi observada precipitação nas bacias do subsistema SE/CO, devido a atuação de áreas de instabilidade e ao deslocamento de uma frente fria. Condições Meteorológicas e Climáticas Com este evento os totais observados de precipitação superaram a média na maior parte das bacias deste subsistema. No mês de junho é esperada precipitação um pouco acima da média nas bacias da região SE/CO. Na região Sul ainda devem ser observados totais de precipitação variando entre a média e abaixo da média histórica neste mês. No bimestre seguinte, julho-agosto, a tendência é de um quadro mais favorável, com a precipitação devendo ficar entre a média e acima da média nas bacias do subsistema Sul. Imagem de satélite do dia 04 de junho às 13:30 h

7 7 Condições Meteorológicas e Previsão Climática Abril (mm) Maio (mm) Junho (mm) Bacia Total Observado Média Total Observad o Média Total Observado (até 10/06) Previsto até 20/06 Média São Francisco Três Marias9768463319514 Sobradinho76739246215 Tocantins122160465323217 Grande71786454123028 Paranaíba10897474091514 Paranapanema20292110104334094 Tietê84757058114048 Iguaçu 761151651554640129 Uruguai 921421071453725143 Jacuí109971081131710149

8 8 Condições Hidroenergéticas – Revisão 1 do PMO Junho/13 ENAs Verificadas – Março/13 a Maio/13 ENAs Previstas Junho/13 – Base Mensal MarçoAbrilMaio MWmed% MLTMWmed% MLTMWmed% MLT SE/CO 48.9398951.09912328.78096 SUL 12.8891877.6901184.91958 NORDESTE 5.159347.928654.28658 NORTE 11.7017814.009959.42199 %EARmáx (31/05/13) 62,7 54,2 48,3 93,9 Junho MWmed% MLT SE/CO 33.769134 SUL 11.169116 NORDESTE 3.28968 NORTE 3.80784 %EARmáx (30/06/13) PMO 65,7 64,2 46,9 95,2 GT Ordem Mérito (MWmed) 5.059 1.166 1.455 1.032 8.712 GT Garantia Energética (MWmed) 2.759 720 2.593 318 6.390

9 9 Resultados – Intercâmbio – Revisão 1 do PMO Junho/13 ITAIPU 50 Hz 60 Hz SE/CO N S NE Semana Operativa de 08/06/2013 a 14/06/2013 Importador de energia em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região. Exportador de Energia. Exportador de energia, sendo a geração da UHE Tucuruí dimensionada função do comportamento das afluências. Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas da região.

10 10 2. Avaliação Energética para 2013

11 11 Neste estudo de semelhanças climáticas foram considerados os períodos úmidos sem atuação de nenhum fenômeno do tipo El Niño ou La Ninã 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-se uma envoltória inferior a partir das ENAs mensais verificadas nos subsistemas no período de maio a novembro. Análise de Semelhança Climática

12 12 Análise de Semelhança Climática Cenário 1994/2004

13 13 Análise de Semelhança Climática Cenário 1994/2004

14 14 Avaliação Prospectiva Período Jun-Nov/2013 Premissas Armazenamentos Iniciais (Verificado 31/Maio) Energias Naturais Afluentes (%MLT) Intercâmbios (MWmed) Defl. São Francisco Mai-Nov  1.100 m³/s

15 15 Premissas Carga (MWmed) Avaliação Prospectiva Período Jun-Nov/2013 Disponibilidade de Geração Térmica (MWmed) Despacho GT1A Despacho Pleno Fator de 90% para definição da disponibilidade Fator de 85% para definição da disponibilidade

16 16 Expansão Hidráulica Premissas Avaliação Prospectiva Período Jun-Nov/2013 Geração hidráulica simulada

17 17 Expansão Térmica Premissas Expansão Térmica Avaliação Prospectiva Período Jun-Nov/2013

18 18 Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013 Resultados – Armazenamentos (%EARmáx) Despacho GT  GT1A Despacho GT  Atual (Pleno, excluindo Termomanaus, Pau Ferro I, Xavantes, Potiguar e Potiguar III)

19 19 3. Avaliação Energética de Médio Prazo 2014 – 2017

20 20 Projeção de Carga de Energia no SIN (revisão EPE e ONS em maio de 2013) * Crescimento no período: 4,4% a.a. PIB 2013/2017: 4,5% a.a. PEN 201320132014201520162017 SIN – MWmed63.52867.19270.03772.64675.569 Crescimento - MWmed -3.6642.8442.6102.922 Taxa crescimento4,8%5,8%4,2%3,7%4,0% 3.664MWmed 2.844 MWmed 2.610 MWmed 2.922 MWmed Carga de Energia – MW med * Próxima revisão em setembro de 2013

21 21 A Expansão da Oferta entre 2012 e 2017 PEN 2013 – Cenário de Referência - Participação por Fonte (MW) e (%) (1) Considera a participação da UHE Itaipu e PCHs ; (2) Inclui PCTs; (3) Outras usinas térmicas com CVU (Não considera o próximo LER de agosto/2013 e o A-3 ainda em 2013)

22 22 TIPO31/12/201231/12/2017 CRESCIMENTO 2013-2017 MW% % % HIDRÁULICA 89.52177,9107.49573,317.97420,1 17.294 MW (96%) – UHEs sem Reservatório UHE Madeira6.275 MW UHE Belo Monte6.955 MW UHE Teles Pires1.820 MW Outras2.244 MW 680 MW (4%) - UHEs com Reservatório 17.294 MW (96%) – UHEs sem Reservatório UHE Madeira6.275 MW UHE Belo Monte6.955 MW UHE Teles Pires1.820 MW Outras2.244 MW 680 MW (4%) - UHEs com Reservatório Desafio com a expansão hidráulica

23 23 Redução gradativa da regularização plurianual Plano Decenal 2021 2021 3,35 Novos projetos não possuem reservatórios Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos projetos hidrelétricos (região da Amazônia) Perda da capacidade de regularização plurianual Produção hidrelétrica se torna cada vez mais dependente das afluências, que resultam das chuvas 2001201320152017 RELAÇÃO EN.ARMAZENADA / CARGA 6,2 5,4 5,0 4,7 Necessidade de contratação de expansão termelétrica para garantir o atendimento de energia e ponta Necessidade de alterar perfil da Matriz de Energia Elétrica Quantos meses de estoque máximo de energia Desafio com a expansão hidráulica

24 24 A Energia que liga o País ~ ~ ~ ~ ~ ~ Belo Monte Eólicas (*) Teles Pires Madeira Itaipu Eólicas (*) Uruguai Argentina 11200 14000 MW 6300 MW 3480 MW 1254 MW 4875 MW 2000 MW 500 MW SE SUL NE (Jul. 2014) (*) Rede Básica – sem o 5º LER Grandes Transferências de Energia

25 25 Desafios para a operação sazonal 2.900 MWmed 1.000 MWmed 3.700 MWmed 900 MWmed Grandes Distâncias Grandes Blocos fortemente Sazonais

26 26 Balanço Estático de Garantias Físicas SIN 2013 a 2017

27 27 OFERTA PEN 2013 -(MWmed) 20132014201520162017 UHE TOTAL 6.961 6.971 7.041 7.119 7.247 UTE TOTAL 1.739 1.293 PCHs, PCTs e UEEs 982 1.138 1.279 1.319 1.330 OFERTA TOTAL 9.682 9.402 9.613 9.731 9.870 CARGA 10.627 11.019 11.423 11.845 12.288 BALANÇO (945) (1.617) (1.810) (2.114) (2.418) LER (1º,2º,3º e 4º) 52 86 115 BALANÇO COM LER (893) (1.531) (1.695) (1.999) (2.303) Balanço Estático de Garantias Físicas SUL (2013 a 2017)

28 28 Balanço Estático da Região Sul em condições críticas Indica a importância de expansão da geração local e/ou reforços no sistema de transmissão

29 29 SUBSISTEMA2014201520162017 Sudeste/Centro-Oeste Qualquer Déficit3,83,12,84,2 >1% da Carga3,22,52,33,7 Sul Qualquer Déficit3,93,03,23,6 >1% da Carga3,12,32,23,1 Nordeste Qualquer Déficit0,80,5 0,9 >1% da Carga0,10,20,10,3 Norte Qualquer Déficit0,80,60,4 >1% da Carga0,60,50,10,3 Cenário de Referência – Com base no PMO Maio/2013 Riscos de Déficit (%) Valores inferiores a 5% ao longo de todo horizonte de análise, estando, dessa forma, de acordo com o critério de garantia postulado pelo CNPE (risco máximo de 5%). EAR de partida: 62% EARmax EAR de partida: 64% EARmax EAR de partida: 48% EARmax EAR de partida: 97% EARmax

30 30 SUBSISTEMA2014201520162017 Sudeste/Centro-Oeste 285,74239,59231,44220,83 Sul 281,46237,45230,83220,74 Nordeste 183,54149,13143,87118,74 Norte 183,42149,58143,37111,46 PEN 2013/2017 – Cenário de Referência Custos Marginais de Operação - CMOs (R$/MWh)* Diferenças de CMOs entre SE/CO/S e N/NE indicam a necessidade de avaliações de reforços nas interligações entre essas regiões. * médias anuais de 2.000 séries sintéticas

31 31 Principais Recomendações do PEN 2013 Aumento do atual nível de reserva de geração do SIN através de novas usinas térmicas, em leilões ainda em 2013, em especial na Região Sul. Avaliar novos reforços (e/ou antecipações) nas interligações SE/CO/S – N/NE e na exportação do Nordeste. Envidar esforços nas ações para a redução da defluência mínima obrigatória no rio São Francisco. ANEEL dar continuidade à elaboração de arcabouço regulatório de estímulo à oferta de potência.

32 32 Fim. Obrigado.


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