Worshop ANEEL “Avaliação Regulatória da Repotenciação”

Apresentação em tema: "Worshop ANEEL “Avaliação Regulatória da Repotenciação”"— Transcrição da apresentação:

1 Worshop ANEEL “Avaliação Regulatória da Repotenciação”
A importância da repotenciação para o atendimento aos requisitos operativos do SIN Worshop ANEEL “Avaliação Regulatória da Repotenciação” Hermes Chipp Diretor Geral Brasília 14 de Julho de 2011

2 Sumário Atendimento à Demanda no Curto Prazo Constatações Atendimento à Demanda no Médio Prazo Benefícios da Repotenciação para o SIN Recomendações

3 Contexto de Curto Prazo
Atendimento da demanda máxima do SIN Contexto de Curto Prazo Perda gradual de regularização leva ao uso mais intenso dos reservatórios a cada final de estação seca – perdas expressivas por deplecionamento (~ 4,5 GW). Desligamento sistemático da 2ª casa de força de Tucuruí ao final de cada ano (perda de ~ 5,6 GW). O controle de tensão no 440 kV no verão limita sistematicamente a plena disponibilidade potência das usinas conectadas a esta malha (~1,4 GW). Manutenções programadas (não adiáveis) e não programadas (~ 5 GW).

4 Disponibilidade de Potência em novembro de 2010
Situação em novembro de 2010 Disponibilidade de Potência em novembro de 2010 Quadro resumo – SIN SE/CO UHE Itaipu S NE N Total Potência instalada 26398 12600 13388 11384 11646 75416 Perda deplecionamento 3090 1117 307 5824(*) 10338 Manutenção 2243 1497 1011 330 5081 Restrição Elétrica 2012 - ANDE 950 Disponibilidade 18972 11650 10774 10066 5492 56954 Perda de ~ 18 GW (*) Tucuruí II

5 Situação em novembro de 2010
Atendimento da demanda máxima do SIN Situação em novembro de 2010 Redução de potência hidráulica no SIN, perda de Angra II, queda das torres em SP, desligamento de Tucuruí II, restrições na malha 440 kV e elevação da temperatura (primavera/verão), além do deslocamento da ponta para o período da tarde. O gráfico ilustra a situação da carga em novembro de 2010. (máxima de ~ 68 GW).

6 Medidas operativas Despacho pleno da potência hidráulica, com complementação térmica (~ 9 GW) para o atendimento à demanda instantânea, notadamente nos períodos de carga média. Utilização prévia da reserva de potência durante os períodos de maior demanda instantânea, em carga média e pesada. Postergação de manutenções programadas de unidades geradoras.

7 Soluções Estruturais de Curto Prazo
Medidas estruturais para equacionar o controle de tensão no 440 kV: Compensação reativa capacitiva da ordem de Mvar até dezembro de 2011; Ainda no biênio , a implantação das SEs Mirassol, Getulina, Jandira, Araras e Salto, todas em seccionamento na rede de 440 kV. Adicionalmente, com a implantação da rede de escoamento da geração do Madeira, prevista para 2012, existirá mais um ponto de interligação das redes de 500 kV e 440 kV na SE Araraquara 2, contribuindo assim para uma maior robustez operativa do SIN.

8 Constatações Para o atendimento da demanda instantânea nos períodos de carga média e pesada tem sido necessário o despacho complementar de geração térmica e a utilização prévia da reserva operativa; e Necessidade de adiamentos das manutenções programadas pelos Agentes.

9 Contexto de Médio Prazo
Atendimento da demanda máxima do SIN Contexto de Médio Prazo Oferta 2010 a Participação por Fonte (MW) e (%) 2010 2015 Crescimento Hidráulica 85.690 79,3% 98.035 71,0% 12.345 14% Nuclear 2.007 1,9% 1,5%  0,0% Gas/GNL 9.263 8,6% 12.180 8,9% 2.917 32% Carvão 1.415 1,3% 3.205 2,3% 1.790 127% Biomassa 4.577 4,2% 7.272 5,3% 2.695 59% Óleo 4.212 3,9% 9.913 7,3% 5.701 135% Eólica 826 0,8% 5.248 3,8% 4.422 535% Total 100% 29.879 28% PEN 2011 – Cenário de Referência

10 Contexto de Médio Prazo
Atendimento da demanda máxima do SIN Contexto de Médio Prazo Nos próximos 5 anos a expansão será calcada em ~ 12 GW de UHEs com baixa ou nenhuma regularização; ~ 13 GW de UTEs; ~ 4,4 GW de UEEs e 5,7GW de Biomassa. Participação das UHEs na capacidade instalada passa de 80% para de 70% em 2015. Aumento da perda de regularização faz com que a ponta deva ser atendida com a participação de outras fontes – térmicas e eólicas. Usinas de CVU elevado intensificam os deplecionamentos ao final de cada estação seca.

11 SIN Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs – 2013/15
Geração Térmica acima da Inflexibilidade

12 Poços Existentes * (recursos para atendimento à ponta)
Usina Subsistema Potência disponível MW Cachoeira Dourada SE/CO 105 Curua-UNA N 10 G.B.Munhoz S 838 Ilha Solteira Eqv. 485 Itaparica NE 1000 Jaguara 213 Porto Primavera 440 Rosana 89 São Simão 1075 Salto Santiago 710 Taquaruçu Três Marias 123 Total usinas com repotenciação 5193 OBS: As máquinas adicionais de Três Irmãos são representadas na usina Ilha Solteira Equivalente (*) Fonte: ABRAGE

13 Geração Térmica acima da Inflexibilidade somente em 2015
Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs – 2013/15 SIN Benefício de motorizar os poços existentes * Geração Térmica acima da Inflexibilidade somente em 2015 (*) Hipótese de motorização somente a partir de 2013 (por tempo de construção e regulação)

14 SIN Geração térmica com e sem a motorização dos poços
Benefício de motorizar os poços existentes 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 jan-13 fev-13 mar-13 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 out-13 nov-13 dez-13 jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 jul-14 ago-14 set-14 out-14 nov-14 dez-14 jan-15 fev-15 mar-15 abr-15 mai-15 jun-15 jul-15 ago-15 set-15 out-15 nov-15 dez-15 Cenário de Referência PEN 2011 Com motorização dos poços

15 Recomendações Criar incentivos comerciais e regulatórios para motorização dos poços existentes; Avaliar mecanismos regulatórios que estimulem a instalação de potência hidráulica no SIN, como por exemplo através de repotenciação de usinas existentes; e Avaliar mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade.

16 APOIO

17 Projeções de Carga de Demanda – PEN 2011 (MW)
Ano 2011 2012 2013 2014 2015 SIN – MW 69.660 74.409 79.405 82.940 86.496 Taxa crescimento 4,8% 6,8 % 6,7%* 4,5% 4,3% * Considera a interligação Tucuruí – Manaus – Macapá em 2013

18 Inflexibilidade de Geração Térmica – PEN 2011
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19 Perdas típicas por Deplecionamento (MW)*
Perdas por deplecionamento em função da EARmax (MW) % EARmax SE/CO S NE N SIN 10 3634 775 316 4576 9301 20 3153 701 268 3474 7597 30 2689 628 221 2534 6071 50 1813 480 126 1133 3552 Perdas por deplecionamento em função dos Níveis Meta de 2011 Subsistema % EARmax (NM – NOV) Perdas (MW) SE/CO 42 2155 NE 25 245 * Estimadas com base na época do racionamento 2001/2002