O ONS e os Desafios da Operação do SIN

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1 O ONS e os Desafios da Operação do SIN
III Seminário Internacional do Setor Elétrico Painel Planejamento e Operação do Sistema Elétrico O ONS e os Desafios da Operação do SIN Rio de Janeiro RJ 18 de setembro de 2008 István Gárdos Assessor da Diretoria de Planejamento e Programação

2 Desafios da Integração do SIN
Sumário O ONS e a Operação do SIN Desafios da Integração do SIN Procedimentos para Aumento da Segurança Operativa

3 1. O ONS e a Operação do SIN

4 A Estrutura Institucional do SEB

5 Atribuições Legais do ONS
Operador Nacional do Sistema Elétrico Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob regulação e fiscalização da ANEEL, tem por objeto executar as atividades de coordenação e controle da operação de geração e da transmissão no âmbito do SIN. Lei de 15 de março de 2004 – ONS "Art. 13o As atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica, integrantes do Sistema Interligado Nacional – SIN, serão executadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, mediante autorização do Poder Concedente, fiscalizado e regulado pela ANEEL, a ser integrado por titulares de concessão, permissão ou autorização e consumidores que tenham exercido a opção prevista nos artigos. 15o e 16o da Lei no 9.074, de 1995, e que sejam conectados à rede básica”.

6 O Operador Nacional do Sistema Elétrico
O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS tem como atribuição coordenar e controlar a operação dos sistemas de geração e transmissão (Rede Básica de Integração) de energia elétrica do SIN ( Leis 10848/2004 e 9648/1998), assegurando: Segurança do suprimento Continuidade (buscando evitar racionamentos e minimizar blecautes) e qualidade (atendimento segundo padrões de desempenho técnico) Otimização econômica Operação ao menor custo e modicidade tarifária A gestão centralizada da operação do SIN assegura a operação a menor custo e a máxima segurança do suprimento.

7 A Missão do ONS Operar o Sistema Interligado Nacional de forma integrada, com transparência, eqüidade e neutralidade, de modo a garantir a segurança, a continuidade e a economicidade do suprimento de energia elétrica no país.

8 Área de Atuação do ONS T T D T D T T D T T T D T CL
GT1 T T Subtransmissão distribuição D GH T c D GH c c c GH T T GH D c GH T c T T D GH T GT3 ( <30 MW ) CL Usinas ≥ 30 MW GT2  pontos de conexão Geração + Transmissão Distribuição 80 agentes(*) 49 agentes(*) 74 agentes(*) Operação pelas empresas de D Abastecimento no varejo Operação sistêmica pelo ONS Operação das instalações pelas empresas de G & T Abastecimento no atacado

9 Atribuições definidas no Decreto 5.081 de 14/05/2004
Atribuições e Macro-funções do ONS Atribuições definidas no Decreto de 14/05/2004 Planejamento e programação da operação e despacho centralizado da geração Supervisão e coordenação dos COS Supervisão e controle da operação dos sistemas nacionais e internacionais Contratação e administração dos serviços de transmissão, do acesso à rede e dos serviços ancilares Proposição à ANEEL das ampliações e reforços da rede básica Definição de normas para a operação da rede básica Macro-funções Administração da Transmissão Planejamento e Programação da Operação do Sistema Operação em Tempo Real Procedimentos de Rede Codificação das atribuições

10 Cadeia de Macro-funções do ONS
Insumos dos agentes associados Procedimentos de Rede  Regras da Operação Planejamento Operação Planejamento da Operação Elétrica Pré-operação Proposição de Ampliações e Reforços da Rede Básica Administração, Contabilização e Liquidação de Serviços e Encargos Operação em tempo real Programação Eletroenergética Acesso e Conexão Planejamento da Operação Energética 3 anos a frente Mensal e diária Pós-operação Por demanda Até 5 anos a frente No dia / Tempo real produtos Agentes associados Sociedade

11 2. Desafios da Integração do SIN

12 Previsão de Carga (MWmed)
Premissas de Carga Premissa de crescimento da economia com PIB de 5% de 2008 a 2012 com reflexos no crescimento da carga com taxa média anual de 5,1%. ANO Previsão de Carga (MWmed) 2008 52.399 2009 55.930 2010 58.730 2011 61.420 2012 63.960 Obs: A carga em 2007 foi de MWmed

13 Evolução da Potência Instalada (MW)
valores em 31 de dezembro Tipo 2007 30/04/08 2008 2009 2010 2011 2012 SIN sem Acre-Rondônia Hidráulica 66.295 66.382 66.425 67.105 69.247 70.776 70.824 Térmica 11.086 11.489 12.115 13.764 16.100 16.260 17.735 Nuclear 2.007 Proinfa – PCHs 268 368 934 1.126 Proinfa – PCTs 489 509 Proinfa – Eólicas 218 487 720 Outras – PCHs+PCTs 2.425 2.703 3.481 4.292 4.567 4.637 Total 82.788 83.676 85.958 89.523 94.276 96.035 97.558 Acre-Rondônia - 290 530 Pequenas 104 Itaipu 60Hz (BR) (50% Total) 7.000 Subtotal Cap. Instalada 89.788 90.676 92.958 97.447 Itaipu 50Hz (PY) Compras Itaipu 6.455 6.410 6.055 6.017 5.978 5.937 Total Disponível 96.243 97.086 99.368

14 Evolução da Oferta do SIN – Acréscimo Anual (MW)
Tipo 2008 2009 2010 2011 2012 Total Hidráulica 85 614 2.105 1.490 6 4.300 Térmica 1.029 2.179 2.336 160 1.476 7.180 Nuclear Proinfa 955 425 1.380 Outras – PCHs+PCTs 1.056 916 274 70 2.316 Oferta Nova 3.125 4.134 4.715 1.720 1.482 15.176

15 Evolução da Oferta – Participação por Fonte
2007 2012 Hidroelétricas (MW) (%) 79.750 82,9% 84.051 75,4% Termoelétricas (MW) 13.093 13,6% 20.272 18,2% PCHs (MW) 1.720 1,8% 3.474 3,1% PCTs (MW) 1.680 1,7% 3.623 3,3% Total em MW 96.243

16 Evolução do Termo de Compromisso Petrobras - GN
Termo de Compromisso: MWmedjun/08  MWmeddez/ GT = MWmed

17 Expansão da Rede Básica
A atuação conjunta do MME (Ministério de Minas e Energia), ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), EPE (Empresa de Pesquisa Energética) e Concessionários Transmissores tem resultado em significativa expansão da Rede Básica, permitindo atender o crescimento do mercado, aumentar a confiabilidade da operação do SIN e garantir o escoamento das usinas existentes e planejadas. 98.485 Modelo Anterior Modelo vigente através das Leis nº 9648/98 e 10848/04 4.293 98.000 98.000 94.192 Taxa Média 1,0% a.a. Taxa Média 3,5% a.a. 2.540 93.000 93.000 91.652 4.619 87.033 88.000 88.000 804 86.229 3.180 83.049 83.000 83.000 3.042 80.007 xxx = Extensão total xxx = Aumento anual xxx = Previsão até 2010 77.642 2.365 78.000 78.000 5.136 72.506 73.000 70.033 2.473 69.034 999 Taxa Média 4,2% a.a. (Previsto) 68.000 67.048 1.986 1.986 63.971 3.077 63.110 915 = 624 = 63.000 63.000 861 58.000 58.000 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Cerca de km em 9 anos 17 17

18 Evolução dos Limites das Interligações Inter-regionais

19 Riscos de Déficit – Cenário de Referência
SUBSISTEMA 2009 2010 2011 2012 SUDESTE/CENTRO-OESTE Qualquer Déficit 1,3 3,3 5,0 5,4 >1% da Carga 1,0 2,9 4,0 4,5 SUL 1,1 5,7 3,9 6,4 0,8 2,3 2,8 3,4 NORDESTE 1,4 3,1 6,3 1,9 1,6 NORTE 2,5 2,7 2,2 2,1

20 Distribuição dos Déficits no NE em 2011

21 Principais Desafios Futuros
2200 km 1500 km Importância da função dos Operadores de G,T e D para garantir o suprimento contínuo e seguro do SIN, em um sistema de crescente complexidade, com a abragência de todo o Território Nacional.

22 Desafios da integração do SIN
Desafios da Integração do Território Nacional e aumento da complexidade operativa do SIN: Interligação dos Sistemas Isolados Acre – Rondônia ao SIN: 2009 Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá: 2012 Aproveitamentos do rio Madeira: UHEs Santo Antônio (2012) e Jirau (2013) Integração da Biomassa Integração Internacional

23 O Sistema Acre-Rondônia hoje
Porto Velho Samuel Abunã Rio Branco Ariquemes Jaru UTE Rio Acre 36 MW UTE Rio Acre 36 MW Ji-Paraná Pimenta Bueno UHE Samuel 216 MW UTE Termonorte I 64 MW UTE Termonorte II 340 MW UTE Rio Madeira 90 MW Total 710 MW Vilhena Jauru

24 AM AC RO MT Interligação do sistema AC-RO ao SIN SIN Samuel
Porto Velho Abunã Rio Branco Ariquemes Em operação comercial AC Jaru Lote A – Leilão 001/2006 Outorgado à Jauru Transmissora de Energia – JTE Sem previsão . Duplicação do tronco de 230 kV (associada à interligação) .. LT 230 kV Samuel – Ariquemes (CS – 153 km) .. 01 Reator de Linha 230 kV – 20 Mvar em Ariquemes .. LT 230 kV Ariquemes - Ji-paraná (CS – 164 km) .. 01 Reator de Linha 230 kV – 20 Mvar em Ji-paraná .. LT 230 kV Ji-paraná – P.Bueno (CS – 118 km) .. 01 Reator de Linha 230 kV – 20 Mvar em P.Bueno .. LT 230 kV P.Bueno – Vilhena (CS – 160 km) .. 01 Reator de Linha 230 kV – 20 Mvar em Vilhena Em fase de construção pela Eletronorte (operação prevista para 30/9) Ji-Paraná RO Pimenta Bueno MT Vilhena Lote A – Leilão 001/2006 Outorgado à Jauru Transmissora de Energia – JTE LI concedida em 16/07 . Interligação .. 01 LT 230 kV Vilhena – Jauru (CD – 354 km) .. 02 Reatores de Linha 230 kV – 2x30 Mvar em Vilhena .. 02 Reatores de Linha 230 kV – 2x30 Mvar em Jauru SIN Jauru

25 Interligação dos Sistemas Isolados AC – RO ao SIN
A interligação do Acre – Rondônia ao SIN a partir do início de 2009 irá propiciar uma significativa redução da necessidade de geração térmica, com redução dos custos totais de operação da ordem de R$ 2,4 bilhões no período 2009 – 2012 Explica-se essa redução devida à substituição de geração térmica local mais cara por energia mais barata proveniente do subsistema Sudeste/Centro-Oeste Raciocínio análogo é aplicável quando da interligação Tucuruí – Manaus – Macapá a partir de 2012, permitindo a eliminação quase que por completo do subsídio da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC através de energia mais barata, segura e contínua, proveniente do SIN

26 Interligação Tucuruí – Macapá - Manaus
OBRA LICITADA COM PREVISÃO DE ENTRADA EM OPERAÇÃO EM 2011 XINGU LARANJAL ITACOATIARA ORIXIMINÁ JURUPARI LOTE A LOTE B LOTE C

27 Sistema de Transmissão do Madeira - Rota
P.Velho Traçado Porto Velho – Araraquara -Nova Iguaçu Ji-Paraná C.Oeste Cuiabá Jaurú R.Araguaia A.Vermelha Araraquara N.Iguaçu Atibaia

28 Alternativas de Transmissão
Rio Branco 160 km Alternativas de Transmissão 305 km S.Antônio MW 30km Back-to-back 2x400MW 41km ALTERNATIVA CC Jirau 3300MW Samuel Ariquemes 150km Jiparaná Coletora Porto Velho 165km +600 kV Pimenta Bueno 118km 500 kV Vilhena 230 kV 160km 354km Jauru Cuiabá 335km Ribeirãozinho 360km 2 x 3150 MW km 200km Trindade 242km Rio Verde Itumbiara Atibaia N. Iguaçu Araraquara 350 km 250 km 500 kV 3 x 1250 345 kV 440 kV 138 kV 440 kV

29 Distância entre faixas: 10 km
R.Branco 160 km Alternativas de Transmissão S.Antônio MW 30km Jirau 3300MW Samuel 3 X 300 41km 150km ALTERNATIVA HIBRIDA Ariquemes Coletora Porto Velho 320 km Jiparaná 165km Jiparaná 118km C.Oeste P.Bueno 300 km 160km +600 kV Vilhena 500 kV 354km 320 km Jauru 230 kV Cuiabá 3x954MCM 335 km Ribeirãozinho Trindade 200km Itumbiara 1 x 3150 MW km Rio Verde 380 km Rio Araguaia 400 km A. Vermelha 5 km Distância entre faixas: 10 km A. Vermelha existente 320 km N. Iguaçu Atibaia Araraquara 250 km 350 km 3 x 1500 500 kV 345 kV 440 kV 440 kV 138 kV

30 Aproveitamentos do rio Madeira – UHE Santo Antônio
Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012, segundo cronograma proposto no Ofício nº 145/2008 (mai/2012) 641 MWmed Possibilidade de antecipação da entrada em operação para jan/2012 aumenta a confiabilidade do atendimento 9 máquinas 8 máquinas 7 máquinas 6 máquinas 4 máquinas Média anual: 249 MWmed 2 máquinas 143 MWmed

31 Aproveitamentos do rio Madeira – UHE Santo Antônio
A antecipação do cronograma da UHE Santo Antônio, com início de motorização de 1/12/2013 para 01/05/2012, permitirá agregar 249 MWmed de garantia física ao SIN no ano de 2012, referentes à média anual da contribuição de 9 unidades de 71,6 MW adicionadas entre maio e dez/2012 Essa antecipação reduz os custos marginais de operação em 2012, em todos os subsistemas, da ordem de 10% dos valores estimados no Cenário de Referência do PEN Os custos totais de operação são reduzidos em cerca de 5% (R$1,6 bilhões) O empreendedor já sinalizou a possibilidade antecipação da entrada em operação para jan/2012, contribuindo com o aumento da garantia do atendimento Também há possibilidade antecipação do cronograma previsto para a UHE Jirau

32 Características da Oferta de Biomassa
Dadas as características da biomassa no que se refere à: geração inflexível; previsibilidade da sua disponibilidade; projetos de pequeno porte – construção em menor prazo; proximidade dos centros de carga; complementaridade em relação ao regime hidrológico da região SE/CO; menores dificuldades para licenciamento ambiental; Cria-se Janela de Oportunidade para aproveitamento do potencial de Biomassa já a partir de 2009, em especial até a entrada dos aproveitamentos do rio Madeira.

33 Aspectos Energéticos O período da safra (abr-out) é complementar ao regime hidrológico da região SE/CO, propiciando geração em períodos de natural elevação do CMO. Nos demais períodos, é efetuada manutenção nos equipamentos e a planta se comporta como consumidor de energia elétrica (baixo consumo) A operação durante a safra contribui para o aumento dos níveis dos reservatórios, aumentando a margem de segurança do SIN Cada MWmed no período abr – out corresponde a um ganho de armazenamento de 4% EARmax na região SE/CO Reduz a dependência das afluências e propicia condições mais favoráveis para atingir o Nível Meta pré - estabelecido para nov/1º ano, que garanta o atendimento mesmo na hipótese de ocorrência de afluências críticas no período úmido do 2º ano

34 Integração da Biomassa à Rede Elétrica
O potencial de biomassa está predominantemente localizado nos Estados de SP, MG, MS e GO Para os Estados de SP e MG a rede existente com pequenos reforços é capaz de permitir o pleno despacho das usinas identificadas já a partir de 2009 Nos Estados de MS e GO houve necessidade de desenvolver estudo de planejamento específico a fim de dimensionar o sistema de transmissão capaz de permitir a integração das usinas

35 Integração da Biomassa
Resultado do Leilão de Energia de Reserva – LER, realizado em 14/08/2008 Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed] 23 328 424 548 100 200 300 400 500 600 2009 2010 2011 2012 OFERTA - LER 2008 524 SE/CO 24 NE 406 SE/CO 18 NE 321 SE/CO 7 NE SE/CO

36 Integração da Biomassa
A incorporação da oferta do LER permite a redução dos custos de operação em cerca de R$ 2 bilhões no período 2009 – 2012 As reduções nos riscos de quaisquer déficits são da ordem de até 2%

37 Integração Internacional
Situação Atual Integração eletroenergética do Brasil com os países do Cone Sul realizada mediante intercâmbios bilaterais: - Regidos por contatos entre comercializadores, e - Operacionalizado através de Acordos Operativos entre Operadores. Intercâmbios efetivados: - Em condições de emergência  modalidade auxílio operativo - Através de excedentes energéticos  geração térmica, vertimentos e, excepcionalmente, deplecionamentos dos reservatórios Não contempla nenhum nível de otimização Perda de oportunidades  não são obtidos os benefícios da otimização

38 Integração Internacional
Garabi I não vem sendo utilizada pelas dificuldades em se equacionar problemas contratuais Garabi I e II

39 AR BR Integração Internacional Sistemas simulados independentemente
PA - Preço Argentina PB - Preço Brasil Relação de Custos Otimização Situação Atual Importação pela Argentina Importação pelo Brasil Interc. Nulo PA > PB PA < PB Perda de Oportunidade de Otimização O intercâmbio de potência firme da Argentina para o Brasil não vem sendo efetivado em função de conjuntura desfavorável na Argentina, impedindo a utilização das instalações de interligação existentes  Perda de Oportunidade de Otimização

40 Integração Internacional
Aplicação da proposta que consiste em oferta de energia em volume e preço na fronteira pode ser prontamente efetivada respeitando-se o arcabouço regulatório vigente em cada país, permitindo que as partes decidam pelas condições de oferta que julgarem mais adequadas Considerando as características do sistema brasileiro, predominância hidroelétrica e capacidade de regularização, os ganhos econômicos decorrentes da comercialização dos intercâmbios deverão ser atribuídos segundo critérios baseados em regulamentação econômica a ser definida pelo órgão regulador

41 3. Procedimentos para Aumento da Segurança Operativa

42 Sistemática de Avaliação
Foco no 1º biênio Foco no último triênio Médio Prazo Curto Prazo 1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano Os níveis de armazenamento e as afluências aos reservatórios são determinantes para a segurança do atendimento A expansão da Geração e Transmissão é preponderante para aumentar a segurança do atendimento. Propostas ao MME/CMSE  EPE de providências, quando necessário, para aumentar a margem de segurança Para superar estiagens deve se utilizar estratégias especiais de operação – Procedimentos Operativos

43 Procedimentos Operativos - Contextualização
Para aumentar a garantia do atendimento energético do ano seguinte, reduzindo a dependência da hidrologia do período úmido, o CMSE aprovou a implementação de Estratégia de Operação que consiste na complementação de geração térmica para preservação ao final ano de “Estoque de Segurança” (Nível Meta de Armazenamento).

44 Proposta do ONS de Estratégia de Operação Visando Segurança de Atendimento Bianual – Nível Meta
A definição desse nível meta, que busca garantir o atendimento no segundo ano mesmo na ocorrência de afluências críticas no período dezembro/1º ano – abril/2º ano, será função do critério de segurança desejado. A utilização antecipada de geração térmica em relação ao sinal econômico do modelo deverá ser objeto de regulação econômica pela ANEEL.

45 Diretrizes para Determinação dos Indicadores de Segurança:
Novos Desafios do ONS com Relação à Segurança Operativa do SIN Diretrizes para Determinação dos Indicadores de Segurança: A definição de Indicadores de Segurança deve contemplar a conjuntura hidroenergética, aversão a risco de déficit, níveis mínimos de segurança etc. Devem ser distintos em função do horizonte temporal: 1º/2º Ano  Níveis de Armazenamento (Análise Determinística) 2º ao 5º Ano  Risco de Racionamento / Risco de Déficit (Análise Probabilística) As providências deverão corresponder aos distintos graus de severidade e a diferentes ações a serem implementadas com prévia aprovação do CMSE/MME.

46 Indicadores de Segurança
1º e 2º ano º ao 5º ano Verde Amarelo Vermelho

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

48 Ações para Mitigação de Condições Desfavoráveis
O CMSE poderá programar as seguintes ações, em função do horizonte temporal: Antecipação de entrada em operação de obras de geração e transmissão; Dimensionamento de Reserva de Capacidade; Despacho antecipado na base de geração térmica e importação de energia; Flexibilização de critérios de segurança elétrica de interligações; Flexibilização de restrições ambientais e de uso múltiplo da água; Campanha de esclarecimento / racionalização do consumo; e Gerenciamento da carga. Médio Prazo Curto Prazo

49 Indicadores de Segurança
A metodologia de Indicadores de Segurança está em fase de desenvolvimento e será submetida à apreciação do CMSE, para posterior regulamentação pela ANEEL O Plano Anual da Operação Energética – PEN deverá apontar os indicadores para as devidas providências. Exemplo: recomendação do ONS ao MME/EPE para antecipação da entrada em operação da LT 500 kV Colinas – Milagres de para 2009

50 Cálculo do Risco de Racionamento
O ONS vem desenvolvendo metodologia para o cálculo do risco de racionamento, baseada nas seguintes premissas: Utilização da experiência do racionamento 2001 – 2002 Racionamento equânime entre regiões (profundidade e abrangência) Início após caracterização do período úmido (fev – março) Continuidade até caracterização da próxima estação chuvosa Uniformidade do racionamento (% da carga) Restrição de armazenamento dada por uma Curva Crítica de Operação (condição de barreira para evitar operação a fio d’água)

51 FIM