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 GárdosAssessor da Diretoria de
Planejamento e Programação
2
1. O ONS e a Operação do SIN
2. Desafios da Integração do SIN
3. Procedimentos para Aumento da Segurança
Operativa
Sumário
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Atribuições Legais do 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”.
Lei 10.848 de 15 de março de 2004 – 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.
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O Operador Nacional do Sistema Elétrico
A gestão centralizada da operação do SIN assegura a operação a menor custo e a máxima segurança do suprimento.
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 suprimentoContinuidade (buscando evitar racionamentos e minimizar blecautes) e qualidade (atendimento segundo padrões de desempenho técnico)
Otimização econômicaOperação ao menor custo e modicidade tarifária
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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.
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Área de Atuação do ONS
• Operação sistêmica pelo ONS• Operação das instalações pelas empresas de G & T
• Abastecimento no atacado
Distribuição
Operação pelas empresas de D Abastecimento no varejo
T
T
T
T
T T
T
T
CL
D
GT1
GH
GH
GH
GH
D
GT2
GHGH
T
GT3 ( <30 MW )
D
D
Usinas ≥ 30 MW
cc
c
c
c
c
Subtransmissão distribuição
74 agentes(*)49 agentes(*)80 agentes(*)Geração + Transmissão
1.000 pontos de conexão
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Atribuições e Macro-funções do ONS
Administração da Transmissão
Planejamento e Programação da Operação do Sistema
Operação em Tempo Real
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
Atribuições definidas noDecreto 5.081 de 14/05/2004
Procedimentos de Rede
Macro-funções
Codificaçãodas atribuições
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Cadeia de Macro-funções do ONS
Acessoe
Conexão
Planejamento
Planejamento da Operação Energética
Operação
Administração, Contabilizaçãoe Liquidaçãode Serviçose Encargos
Insumos dos agentes associados
produtos
Pré-operação
Operação em
tempo real
Agentes associados Sociedade
Planejamento da Operação
Elétrica
Pós-operação
3 anos a frente
Por demanda Até 5 anos
a frente
Mensal e diária
No dia / Tempo real
Procedimentos de Rede Regras da Operação
Programação Eletroenergética
Proposiçãode Ampliaçõese Reforços da Rede Básica
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Premissa de crescimento da economia com PIB de 5% de 2008 a 2012 com reflexos no crescimento da carga com taxa média anualde 5,1%.
Premissas de Carga
ANO Previsão de Carga (MWmed)
2008 52.3992009 55.9302010 58.7302011 61.4202012 63.960
Obs: A carga em 2007 foi de 50.348 MWmed
13
valores em 31 de dezembroEvolução da Potência Instalada (MW)
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 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007
Proinfa – PCHs 268 368 934 1.126 1.126 1.126 1.126
Proinfa – PCTs 489 509 509 509 509 509 509
Proinfa – Eólicas 218 218 487 720 720 720 720
Outras – PCHs+PCTs 2.425 2.703 3.481 4.292 4.567 4.637 4.637
Total 82.788 83.676 85.958 89.523 94.276 96.035 97.558
Acre-Rondônia
Hidráulica - - - 290 290 290 290
Térmica - - - 530 530 530 530
Pequenas - - - 104 104 104 104
Itaipu 60Hz (BR) (50% Total) 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000
Subtotal Cap. Instalada 89.788 90.676 92.958 97.447 102.200 103.959 105.482
Itaipu 50Hz (PY) Compras Itaipu 6.455 6.410 6.410 6.055 6.017 5.978 5.937
Total Disponível 96.243 97.086 99.368 103.502 108.217 109.937 111.419
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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 0 0 0 0 0 0
Proinfa 955 425 0 0 0 1.380
Outras – PCHs+PCTs 1.056 916 274 70 0 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)(%)
79.75082,9%
84.05175,4%
Termoelétricas (MW)(%)
13.09313,6%
20.27218,2%
PCHs (MW)(%)
1.7201,8%
3.4743,1%
PCTs (MW)(%)
1.6801,7%
3.6233,3%
Total em MW 96.243 111.419
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Evolução do Termo de Compromisso Petrobras - GN
Eventos Marco UTEs TC (MWmed)
1º Sem. 2008 2.333 GNL no NE (Pecém) – set/08 Gasoduto Campinas – Rio Fase II Termoaçu Gasoduto Cabiúnas - Vitória – fev/08
2º Sem. 2008
3.701
Gasoduto Japeri – REDUC Gasoduto Catu – Itaporanga e Compressão em Pilar Aumento Produção Manati
1º Sem. 2009
4.469
GNL no SE (Rio de Janeiro) GASENE (Cacimbas – Catu) 2º Sem. 2009 5.765
GASBEL II 1º Sem. 2010 5.977 Ampliação da Compressão do Gasbol – trecho Sul Usina Térmica de Cubatão Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté (Gás de Mexilhão)
2º Sem. 2010
6.659
Termo de Compromisso: 2.333 MWmedjun/08 6.659 MWmeddez/2010
GT = 4.326 MWmed
17Cerca de 23.000km em 9 anos
Expansão da Rede Básica
xxx = Extensão totalxxx = Aumento anualxxx = Previsão até 2010
1.986
58.000
63.000
78.000
83.000
88.000
93.000
98.000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2007 2008 200958.000
63.000
68.000
73.000
78.000
83.000
88.000
93.000
98.000
Taxa Média4,2% a.a.(Previsto)
2006
Modelo Anterior
Taxa Média1,0% a.a.
Modelo vigente através das Leis nº 9648/98 e 10848/04
2010
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.
Taxa Média3,5% a.a.
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Evolução dos Limites das Interligações Inter-regionais
N
S
NE
SE
Im peratriz
Recebim ento pelo Sudeste
Exportação do Norte Im portação do Norte
Recebimento pelo Nordeste
Exportação do Nordeste
Recebim ento pelo Sul Exportação pelo Sul
Norte Exportador
Itaipu
Lajeado
Sudeste Exportador
Ivai
porã
Set/08: 6100 MW m ed
Nota 1: O lim ite RNE é função do nível de exportação da região Sudeste sendo reduzido a medida que essa exportação aum enta.
Set/08: 5450 MW m ed
Set/08: 4000 MW m ed
Mar/09: 6500 MW m ed Mar/09: 5650 MW m ed
Ago/09: 9550 MW med2 circ. 345 kV Tijuco Preto-Itapeti-Nordeste
LT Jaguariaíva-Itararé, LT Maringá-Londrina C2LT Curitiba-Bateias C2
Set/08: carga do Norte
Jan/10: 3000 MW m ed
2011/12: 7500 MW m ed
2010: 5650 MW med
2011/12: 6000 MW med
2010: 6700 MWm ed
Jul/2010: 9700 MW med
2011/12: 10150 MW med
LT 525 kV Foz-Cascavel do Oeste e 1390 Mvarde bancos de capacitores em São Paulo
850 Mvar de bancos de capacitores em São Paulo
LT 525 kV Foz - Cascavel do Oeste e 1390 Mvar de bancosde capacitores em São Paulo
Elim inação de restrições no SE
Norte-Sul III e reforços associados na SE
Norte-Sul III e reforços associados na SE Norte-Sul III e
reforços associados no SE
Jan/10: 5050 M W med
2011/12: 5100 M Wm ed
2011/12: 4350 M W med
2011/12: 4550 M W m ed
Jan/10: 4200 MW med
Jan/10: 4200 MW m ed
2º circ. Colinas-Ribeiro Gonçalves-São João do Piauíe LT São João do Piauí-Milagres
UHE Estreito
UHE Estreito
2º circ. Colinas-Ribeiro Gonçalves-São João do Piauí e LT São João do Piauí-Milagres
2º circ. Colinas-RibeiroGonçalves-São João do Piauí e LT São Joãodo Piauí-M ilagres
Conclusão da Norte Sul III e reforços associadosno Sudeste
menos 5 geradores de Tucuruí
Exportação SE para NNE
Set/08: 3500 MW medSet/08: 2000 MW med
Set/08 M W med : 3850
(Nota 2)
Nota 2: Exportação do SE correspondente ao valor de RNE m áximo neste cenário
Fluxo na Norte-SulSudeste Importador
Set/08: 4000 MW m edNorte-Sul III
Interligação das barrasde 500 kV de Serra daMesa I e II
Ago/09: 4100 MW m ed
Fluxo na Norte-SulNorte Importador
Norte-Sul IIIAgo/09: 3950 MW med
Jan/10: 4000 MW m ed
Set/08: 3750 MW m ed
Interligação das barrasde 500 kV de Serra daMesa I e II
2º circ. Col-RGo-SJI eLT SJI-Milagres
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SUBSISTEMA 2009 2010 2011 2012SUDESTE/CENTRO-OESTEQualquer Déficit 1,3 3,3 5,0 5,4>1% da Carga 1,0 2,9 4,0 4,5SUL Qualquer Déficit 1,1 5,7 3,9 6,4>1% da Carga 0,8 2,3 2,8 3,4NORDESTE Qualquer Déficit 1,4 3,1 6,3 2,9>1% da Carga 1,0 1,9 2,3 1,6NORTE Qualquer Déficit 1,4 2,5 2,7 2,7>1% da Carga 0,8 2,2 2,1 1,9
Riscos de Déficit – Cenário de Referência
20
46
2921 17
9 7 5 3 2 2 1 0
125
0102030405060708090
100110120130140
>=1%
>=2%
>=3%
>=4%
>=5%
>=6%
>=7%
>=8%
>=9%
>=10
%
>=11
%
>=12
%
PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL
NÚ
MER
O D
E SÉ
RIE
S
% da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% MWmed 89 177 266 354 443 531 620 708 797 885 974
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:
1. Interligação dos Sistemas Isolados Acre – Rondônia ao SIN: 2009
2. Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá: 2012
3. Aproveitamentos do rio Madeira: UHEs Santo Antônio (2012) e Jirau
(2013)
4. Integração da Biomassa
5. Integração Internacional
23
O Sistema Acre-Rondônia hoje
Rio Branco Abunã
Samuel
AriquemesJaru
Ji-Paraná
Pimenta Bueno
Vilhena
Jauru
UTE Rio Acre 36 MWUTE Rio Acre 36 MW
Porto Velho
UHE Samuel 216 MWUTE Termonorte I 64 MWUTE Termonorte II 340 MWUTE Rio Madeira 90 MWTotal 710 MW
24
Interligação do sistema AC-RO ao SIN
RioBranco
Abunã
Porto VelhoSamuel
Ariquemes
Jaru
Ji-Paraná
PimentaBueno
Vilhena
Jauru
Lote A – Leilão 001/2006Outorgado à Jauru Transmissora de Energia – JTESem 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
Lote A – Leilão 001/2006Outorgado à Jauru Transmissora de Energia – JTELI 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
Em fase de construção pela Eletronorte (operação prevista para 30/9)
Em operação comercial
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
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Interligação Tucuruí – Macapá - Manaus
XINGUXINGU
LARANJALLARANJAL
ITACOATIARAITACOATIARA
ORIXIMINÁORIXIMINÁJURUPARIJURUPARI
LOTE ALOTE A
LOTE BLOTE B
LOTE CLOTE C
OBRA LICITADA COM PREVISÃO DE ENTRADA EM OPERAÇÃO EM 2011
27
Dardanelos
Serra do Facão
Foz do Rio Claro
Batalha
Retiro BaixoSalto do Rio Verdinho
Salto
Corumbá III
Caçu
São Salvador
Rondon II
Parecis
ResendeAraras
Atibaia 2
Piratininga 2
Juína
Solvay
Balsas
Getulina
Juba
Sadia Lucas do Rio VerdeMaggi
Estreito
Pirapora 2
Vilhena
Pimenta Bueno
Carajás
Mirassol 2
Peixe 2
Serra da Mesa 2
Brasília NorteBrasília NorteBrasília NorteBrasília NorteBrasília Norte
LuziâniaLuziâniaLuziâniaLuziâniaLuziâniaPirineusPirineusPirineusPirineusPirineus
UHE Serra da MesaUHE Serra da MesaUHE Serra da MesaUHE Serra da MesaUHE Serra da Mesa
Sabará 3Sabará 3Sabará 3Sabará 3Sabará 3
ImbirussuImbirussuImbirussuImbirussuImbirussu
RibeirãozinhoRibeirãozinhoRibeirãozinhoRibeirãozinhoRibeirãozinho
AngraAngraAngraAngraAngra
AriquemesAriquemesAriquemesAriquemesAriquemes
Ji-ParanáJi-ParanáJi-ParanáJi-ParanáJi-ParanáJaruJaruJaruJaruJaru
Porto VelhoPorto VelhoPorto VelhoPorto VelhoPorto VelhoRio MadeiraRio MadeiraRio MadeiraRio MadeiraRio MadeiraSamuelSamuelSamuelSamuelSamuel
Nova Porto PrimaveraNova Porto PrimaveraNova Porto PrimaveraNova Porto PrimaveraNova Porto Primavera
Rio Verde - CLGRio Verde - CLGRio Verde - CLGRio Verde - CLGRio Verde - CLG
Amador Aguiar IAmador Aguiar IAmador Aguiar IAmador Aguiar IAmador Aguiar I
Barão de Cocais 3Barão de Cocais 3Barão de Cocais 3Barão de Cocais 3Barão de Cocais 3
ItutingaItutingaItutingaItutingaItutinga
Água ClaraÁgua ClaraÁgua ClaraÁgua ClaraÁgua Clara
Ribeiro GonçalvesRibeiro GonçalvesRibeiro GonçalvesRibeiro GonçalvesRibeiro Gonçalves
Campo Mourão 1Campo Mourão 1Campo Mourão 1Campo Mourão 1Campo Mourão 1
Barra BonitaBarra BonitaBarra BonitaBarra BonitaBarra Bonita
Companhia Brasileira de Alumínio 2Companhia Brasileira de Alumínio 2Companhia Brasileira de Alumínio 2Companhia Brasileira de Alumínio 2Companhia Brasileira de Alumínio 2
Itararé IIItararé IIItararé IIItararé IIItararé II
Porto PrimaveraPorto PrimaveraPorto PrimaveraPorto PrimaveraPorto Primavera
Peixe AngicalPeixe AngicalPeixe AngicalPeixe AngicalPeixe Angical
Rio Verde NorteRio Verde NorteRio Verde NorteRio Verde NorteRio Verde Norte
PicadaPicadaPicadaPicadaPicada
ItutingaItutingaItutingaItutingaItutinga
Três MariasTrês MariasTrês MariasTrês MariasTrês Marias
Risoleta NevesRisoleta NevesRisoleta NevesRisoleta NevesRisoleta NevesPorto ColômbiaPorto ColômbiaPorto ColômbiaPorto ColômbiaPorto Colômbia
FurnasFurnasFurnasFurnasFurnasLageadoLageadoLageadoLageadoLageado
Nova AndradinaNova AndradinaNova AndradinaNova AndradinaNova Andradina
Luiz Carlos PrestesLuiz Carlos PrestesLuiz Carlos PrestesLuiz Carlos PrestesLuiz Carlos Prestes
CuiabáCuiabáCuiabáCuiabáCuiabá
Ponte de PedraPonte de PedraPonte de PedraPonte de PedraPonte de Pedra
CorumbáCorumbáCorumbáCorumbáCorumbá
Barbacena 2Barbacena 2Barbacena 2Barbacena 2Barbacena 2
BarreiroBarreiroBarreiroBarreiroBarreiro
EmborcaçãoEmborcaçãoEmborcaçãoEmborcaçãoEmborcação
Guilman-AmorimGuilman-AmorimGuilman-AmorimGuilman-AmorimGuilman-Amorim
IgarapavaIgarapavaIgarapavaIgarapavaIgarapava
Itajubá 3Itajubá 3Itajubá 3Itajubá 3Itajubá 3
Juiz de Fora 1Juiz de Fora 1Juiz de Fora 1Juiz de Fora 1Juiz de Fora 1
Jaguara-SEJaguara-SEJaguara-SEJaguara-SEJaguara-SE
Montes Claros 2Montes Claros 2Montes Claros 2Montes Claros 2Montes Claros 2
Nova PonteNova PonteNova PonteNova PonteNova Ponte
Brasília GeralBrasília GeralBrasília GeralBrasília GeralBrasília Geral
AnhangueraAnhangueraAnhangueraAnhangueraAnhanguera
ItapaciItapaciItapaciItapaciItapaciNiquelândiaNiquelândiaNiquelândiaNiquelândiaNiquelândia
Rio Verde - FURRio Verde - FURRio Verde - FURRio Verde - FURRio Verde - FUR
Cana BravaCana BravaCana BravaCana BravaCana Brava Bom Jesus da Lapa IIBom Jesus da Lapa IIBom Jesus da Lapa IIBom Jesus da Lapa IIBom Jesus da Lapa IIBom Jesus da LapaBom Jesus da LapaBom Jesus da LapaBom Jesus da LapaBom Jesus da Lapa
BarreirasBarreirasBarreirasBarreirasBarreiras
AraraquaraAraraquaraAraraquaraAraraquaraAraraquaraPromissãoPromissãoPromissãoPromissãoPromissão
RosanaRosanaRosanaRosanaRosana Salto GrandeSalto GrandeSalto GrandeSalto GrandeSalto Grande
Três IrmãosTrês IrmãosTrês IrmãosTrês IrmãosTrês Irmãos
ColinasColinasColinasColinasColinas
LajeadoLajeadoLajeadoLajeadoLajeadoMiracemaMiracemaMiracemaMiracemaMiracema
GurupiGurupiGurupiGurupiGurupi
Água VermelhaÁgua VermelhaÁgua VermelhaÁgua VermelhaÁgua Vermelha
AparecidaAparecidaAparecidaAparecidaAparecidaBauruBauruBauruBauruBauru
BotucatuBotucatuBotucatuBotucatuBotucatu
CacondeCacondeCacondeCacondeCaconde
OesteOesteOesteOesteOeste
Campo MourãoCampo MourãoCampo MourãoCampo MourãoCampo Mourão
Ivaiporã (Esul)Ivaiporã (Esul)Ivaiporã (Esul)Ivaiporã (Esul)Ivaiporã (Esul)Ivaiporã (Furnas)Ivaiporã (Furnas)Ivaiporã (Furnas)Ivaiporã (Furnas)Ivaiporã (Furnas)
Varzea da Palma 1Varzea da Palma 1Varzea da Palma 1Varzea da Palma 1Varzea da Palma 1
Dourados das NaçõesDourados das NaçõesDourados das NaçõesDourados das NaçõesDourados das Nações
MaracajuMaracajuMaracajuMaracajuMaracajuSidrolândiaSidrolândiaSidrolândiaSidrolândiaSidrolândia
Barra do PeixeBarra do PeixeBarra do PeixeBarra do PeixeBarra do PeixeCouto MagalhãesCouto MagalhãesCouto MagalhãesCouto MagalhãesCouto Magalhães
CoxipóCoxipóCoxipóCoxipóCoxipóJauruJauruJauruJauruJauru
NobresNobresNobresNobresNobresNova MutumNova MutumNova MutumNova MutumNova Mutum
SinopSinopSinopSinopSinop
SorrisoSorrisoSorrisoSorrisoSorriso
GuaporéGuaporéGuaporéGuaporéGuaporé CuiabáCuiabáCuiabáCuiabáCuiabáMansoMansoMansoMansoManso
TOCANTINSTOCANTINSTOCANTINSTOCANTINSTOCANTINS
PARÁPARÁPARÁPARÁPARÁAMAZONASAMAZONASAMAZONASAMAZONASAMAZONAS
PIAUÍPIAUÍPIAUÍPIAUÍPIAUÍ
MARANHÃOMARANHÃOMARANHÃOMARANHÃOMARANHÃO
Sistema de Transmissão do Madeira - Rota
Traçado Porto Velho – Araraquara -Nova Iguaçu
N.IguaçuAtibaia
Araraquara
A.Vermelha
CuiabáJaurú
R.Araguaia
C.Oeste
Ji-Paraná
P.Velho
28
Araraquara500 kV
440 kV
Atibaia N. Iguaçu
345 kV
250 km 350 km
3 x 1250 440 kV 138 kV
Jauru
ALTERNATIVA CC Jirau 3300MW
S.Antônio
3150MW
Coletora Porto Velho
Rio Branco
Ribeirãozinho
Samuel
Pimenta Bueno
Vilhena
Cuiabá
Itumbiara
Jiparaná
Ariquemes
500 kV230 kV
Rio Verde
+600 kV
Back-to-back 2x400MW
2 x 3150 MW
- 2375 km
Trindade
305 km160 km
30km
41km
150km
118km
160km
354km
335km360km
242km 200km
165km
Alternativas de Transmissão
29
Araraquara500 kV
440 kV
Atibaia N. Iguaçu
345 kV
250 km 350 km
3 x 1500440 kV 138 kV
Cuiabá
Rio Araguaia
Ribeirãozinho
3 X 300
Coletora Porto Velho
ALTERNATIVA HIBRIDA
C.Oeste
380 km
320 km
320 km
300 km
335 km
Jauru
Samuel
P.Bueno
Vilhena
Itumbiara
Jiparaná
Ariquemes
500 kV
230 kV3x954MCM
Jiparaná
+600 kV
1 x 3150 MW - 2375 km
Rio Verde
Trindade
320 kmA. Vermelha
400 km
A. Vermelha existente
5 km
200km
305 km160 km
30km
41km 150km
118km
160km
354km
165km
Jirau 3300MW
S.Antônio
3150MW
R.Branco
Distância entre faixas: 10 km
Alternativas de Transmissão
30
Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012,segundo cronograma proposto no Ofício nº 145/2008 (mai/2012)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
MW
med
Garantia FísicaAnual
249 MWmed
2 máquinas
4 máquinas
6 máquinas
7 máquinas8 máquinas
9 máquinas
Média anual: 249 MWmed
143 MWmed
641 MWmed
Aproveitamentos do rio Madeira – UHE Santo Antônio
Possibilidade de antecipação da entrada
em operação para jan/2012 aumenta a confiabilidade do
atendimento
31
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 2008. 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
Aproveitamentos do rio Madeira – UHE Santo Antônio
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 1.000 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
Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed]
23
328
424
548
0
100
200
300
400
500
600
2009 2010 2011 2012
OFERTA - LER 2008
Integração da Biomassa
SE/CO
Resultado do Leilão de Energia de Reserva – LER, realizado em 14/08/2008
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%
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Integração Internacional
• 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
Situação Atual
Não contempla nenhum nível de otimização
Perda de oportunidades não são obtidos os benefícios da otimização
38
Integração Internacional
PassoReal
Lagoa Mirim
Lagoa dos Patos
Cam pos Novos
50MW
2000MW
70 MW
160 M W60 MW
446 MW
857 MW
640MW
LT 525 kV
LT 230 kV
Usina H idroelé tr ica
Subestação
Us ina Term elé trica
Conversora de F requênc ia
Garabi I e II
Garabi I não vem sendo utilizada pelas dificuldades em se equacionar problemas contratuais
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Integração Internacional
AR BRPA - Preço Argentina PB - Preço Brasil
Otimização
PA > PBPA < PB
Importação pela ArgentinaImportação pelo Brasil
Relação de Custos
Interc. Nulo
Situação Atual
Perda de Oportunidade de Otimização
Sistemas simulados independentemente
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
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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
42
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 no 1º biênio Foco no último triênio
Médio PrazoCurto Prazo
1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano
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: 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.
Novos Desafios do ONS com Relação à Segurança Operativa do SIN
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Verde
Indicadores de Segurança
1º e 2º ano 2º ao 5º ano
Indicadores de Segurança
Amarelo Vermelho
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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 CCO é superior a y%
O risco de cruzamento da CAR é superior a x% e de cruzamento da CCO é inferior 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
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 2010
para 2009
Indicadores de Segurança
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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)