iii seminÁrio fiepe mercado de energia elÉtrica – … · 2015-06-19 · • produção anual...
TRANSCRIPT
1
Crise Hídrica –Efeitos para o Nordeste
Saulo Cisneiros
Gerente Executivo
III SEMINÁRIO FIEPEMERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA –
DESAFIOS E OPORTUNIDADES PARA A INDÚSTRIARecife, 16 de Junho de 2015
2
Sumário
1. Características do SIN
2. Avaliação do Atendimento Energético do SIN em 2015
3. Avaliação do Atendimento Energético 2016-2019
4. Planejamento Energético de Longo Prazo – A Visão do Operador
5. A Riqueza do Nordeste em Fontes Eólica e Solar
1. Características do SIN
4
O Sistema Interligado Nacional - SIN
5
Principais características do SIN
� Dimensão Continental
� Predominante hidroelétrico:
• Capacidade instalada de geração: 73%
• Produção anual depende das afluências
� Grandes usinas distantes dos centros de carga
� Longas linhas de transmissão
� Números atuais:
• Capacidade instalada de geração: > 129.000 MW
• Extensão das linhas de transmissão >= 230 kV: > 120.000 km
� Expectativa de crescimento da carga à taxas anuais em torno de 3%
2. Avaliação do Atendimento Energético em 2015
7
Condições Hidrológicas em 2013 e 2014Bacia do Rio São Francisco
Vazões Incrementais a Sobradinho (m3/s)
Ano Média Anual Posição Hist Período Biênio Posição Hist
2001 938 1º 2013 2014 1024 1º
2014 978 2º 2001 2002 1102 2º
2013 1071 3º 1998 1999 1166 3º
1996 1118 4º 2012 2013 1174 4º
1998 1152 5º 1995 1996 1228 5º
Vazões Naturais a Sobradinho (m3/s)
Ano Média Anual Posição Hist Período Biênio Posição Hist
2014 1203 1º 2013 2014 1361 1º
2001 1281 2º 2001 2002 1573 2º
2013 1519 3º 1998 1999 1760 3º
1996 1709 4º 2012 2013 1772 4º
1971 1713 5º 1995 1996 1806 5º
8
Condições Hidrológicas em 2015Bacia do Rio São Francisco
Vazões Incrementais a Sobradinho
Ano Janeiro Posição Hist Ano Fevereiro Posição Hist Ano Março Posição Hist
2015 906 1º 2015 1028 1º 2013 989 1º
2013 1108 2º 2014 1029 2º 2014 1028 2º
2008 1187 3º 1999 1093 3º 2015 1182 3º
1971 1370 4º 1971 1186 4º 2001 1254 4º
1976 1376 5º 2001 1191 5º 2012 1275 5º
Ano Abril Posição Hist Ano Maio Posição Hist
2001 760 1º 1998 610 1º
1998 861 2º 2001 644 2º
1996 1046 3º 2002 687 3º
1934 1162 4º 1976 716 4º
1989 1166 5º 1999 749 5º
: : : : : :
2015 1367 13º : :
2015 1044 19º
9
Condições Hidrológicas em 2015
Bacia do Rio São FranciscoVazões Naturais a Sobradinho
Ano Janeiro Posição Hist Ano Fevereiro Posição Hist Ano Março Posição Hist
2015 1106 1º 2015 787 1º 2014 1255 1º
2013 1509 2º 2014 1242 2º 2013 1645 2º
1971 1650 3º 1971 1436 3º 2001 1718 3º
2008 1933 4º 2001 1695 4º 1971 1755 4º
1976 2007 5º 1953 1792 5º 2015 1788 5º
Ano Abril Posição Hist Ano Maio Posição Hist
2001 1096 1º 2001 845 1º
1971 1408 2º 2014 954 2º
1998 1535 3º 1976 1037 3º
1996 1593 4º 2002 1074 4º
1934 1615 5º 1998 1122 5º
: : : : : :
2015 2209 16º : : :
2015 1425 18º
10
Condições Hidrológicas em 2015Afluências em 2015 (em % da MLT)
Jan Fev Mar Abr Jan-Abr
40% 59% 78% 90% 65%Pior 7º pior 21º pior 35º pior 8º pior
21% 20% 57% 63% 43%pior pior 8º pior 11º pior 3º pior
45% 37% 80% 98% 62%3º pior 4º pior 29º pior 48º pior 9º pior
46% 36% 96% 73% 75%6º pior 3º pior 45º pior 18º pior 18º pior
28% 49% 72% 83% 56%pior 7º pior 19º pior 28º pior 3º pior
26% 29% 36% 58% 36%pior 2º pior 3º pior 16º pior pior
Tietê
Energia Natural Afluente (%MLT)
Subsistema NE
Paraná até
I. Solteira
Subsistema SE/CO
Bacia
Grande
Paranaíba
11
A geração térmica na região NE tem sido usada em larga escala a partir de 2013 em consequência das baixas afluências no rio São Francisco e nas bacias da região Sudeste/Centro-Oeste.
Geração Térmica na Região Nordeste
12
A geração térmica na região NE tem sido usada em larga escala a partir de 2013 em consequência das baixas afluências no rio São Francisco e nas bacias da região Sudeste/Centro-Oeste
Geração Térmica na Região Nordeste
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
jan
/13
fev/1
3
ma
r/1
3
ab
r/1
3
ma
i/1
3
jun
/13
jul/
13
ag
o/1
3
set/
13
ou
t/1
3
no
v/1
3
de
z/1
3
jan
/14
fev/1
4
ma
r/1
4
ab
r/1
4
ma
i/1
4
jun
/14
jul/
14
ag
o/1
4
set/
14
ou
t/1
4
no
v/1
4
de
z/1
4
jan
/15
fev/1
5
ma
r/1
5
ab
r/1
5
ma
i/1
5
(Mw
me
d)
Geração Térmica Mensal na Região Nordeste
2013 - 2014 - 2015
13
O recebimento de intercâmbio pela região Nordeste em 2013 e 2014atingiu 2.389 e 1.393 MWmed, representando 55% e 32%,respectivamente, da energia armazenada máxima desta região.
Recebimento de Intercâmbio pela Região Nordeste
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
jan
/13
fev/1
3
ma
r/1
3
ab
r/1
3
ma
i/1
3
jun
/13
jul/
13
ag
o/1
3
set/
13
ou
t/1
3
no
v/1
3
de
z/1
3
jan
/14
fev/1
4
ma
r/1
4
ab
r/1
4
ma
i/1
4
jun
/14
jul/
14
ag
o/1
4
set/
14
ou
t/1
4
no
v/1
4
de
z/1
4
jan
/15
fev/1
5
ma
r/1
5
ab
r/1
5
ma
i/1
5
(Mw
me
d)
Recebimento Mensal de Intercâmbio pela Região Nordeste
2013 - 2014 - 2015
14
Geração Eólica da Região Nordeste em 2014/2015
A geração eólica no período JAN/14 - MAI/15 representa um ganho de
34% no EARmax do Nordeste, equivalente a 9% do EARmax do Sudeste
Potência Instalada (SIN)
2015 = 6.000MW (maio)
2016 = 8.500MW
2019 = 16.000MW
475 469443
366384
714
1028
13001322
1573
1323
1476
1659
1367
1085
982
1575
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
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
Ge
raçã
o E
óli
ca M
éd
ia (
MW
me
d)
Geração Eólica Nordeste (MWmed)
2014 - 2015
Geração Média Mensal (Mwmed)
Geração Média 2014-2015 (MWmed)
Geração Média = 1032 MWmed
15
Operação Hidroenergética do SIN – 2014/2015
Ações Necessárias:�Flexibilização dos requisitos de uso múltiplo da água e condicionantes ambientais,
com o objetivo de reduzir as inflexibilidades hidráulicas.
ObjetivoPreservar estoques armazenados nas cabeceiras dos Rios Grande,Paranaíba, Tocantins e São Francisco, utilizando recursos térmicos eenergéticos existentes nas regiões, visando garantir o atendimento aosrequisitos energéticos e de potência ao longo de 2014.
Bacia Usina Restrição Motivo Flexibilização
São FranciscoSobradinho / Xingó 1.300 m³/s
Captação de água
1.100 / 1.000 / 900 m³/s
Três Marias 500 m³/s 140 / 120 / 80 m³/s
Paraná Ilha Solteira / Três Irmãos 46 %VU
Hidrovia Tietê-Paraná
0 % VU
Tietê
Barra Bonita 48% VU 5 % VU
Promissão 29% VU5 % VU
5 % VU
Grande Mascarenhas de Moraes 75 %VU Captação de água 5 % VU
ParanáPorto Primavera 5.500 m³/s Requisito Ambiental 4.300 / 3.000 m³/s
Jupiá 4.000 m³/s Requisito Ambiental 3.700 / 2.500 m³/s
16
-10,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
Arm
aze
na
me
nto
(%
VU
)
Verificado (Defluência aprox 1100 m3/s)
Defluência aprox 1300 m3/s
Atingiria 0%VU em NOV
Ganhos com a Operação Adotada em 2014/2015Flexibilização da Defluência Mínima nas UHEs Sobradinho e Xingó
30
,7%
21,4
-9,3
17
Operação Hídrica dos Reservatórios deTrês Marias, Sobradinho e Itaparica
Os reservatórios de Três Marias, Sobradinho e Itaparica terminam equilibrados próximos aos 10% de VU ao final de novembro/2015
* Defluência de 900m3/s + 50m3/s para compensar os usos consuntivos
e perdas no trecho Sobradinho/Itaparica + Lago de Itaparica
Defluência
(m³/s)%VU
Defluência*
(m³/s)%VU
Defluência
(m³/s)%VU
31/05/2015
(partida)- 37,3% - 21,4% - 16,0%
jun-15 300 35,4% 950 19,5% 900 14,6%
jul-15 300 31,9% 950 16,9% 900 13,9%
ago-15 400 26,2% 950 14,5% 900 13,1%
set-15 500 18,9% 950 12,3% 900 12,4%
out-15 500 13,3% 950 9,7% 900 11,6%
nov-15 500 10,7% 950 10,2% 900 10,9%
Três Marias Três Marias Três Marias Três Marias SobradinhoSobradinhoSobradinhoSobradinho ItaparicaItaparicaItaparicaItaparica
18
Atendimento Energético ao NordesteJun/15 a Nov/15
(1) UHEs Cascata do São Francisco com defluência
mínima de 900 m3/s (2.800 MW) +
(2) Outras UHEs (500 MW) +
(3) Geração Eólica +
(4) Geração Térmica +/-
(5) Intercâmbio com outras Regiões
19
Qual a ENA necessária entre jun/15 e nov/15para atingir 10% EARmáx em nov/15?
Partindo de 27% EARmáx em 01/06/15, com GT em 2015 na base e defluência de Sobradinho = 900 m3/s: 52% MLT (0/83)
SE/CO
NE
ENA necessária - Jun/15 a Nov/15 - SE/CO e NE
Partindo de 36% EARmáx em 01/06/15, com GT em 2015 na base e intercâmbio S->SE de 1.000 MWmed: 67% MLT (3/83)
20
Qual a ENA necessária entre jun/15 e nov/15para atingir 20% EARmáx em nov/15?
Partindo de 27% EARmáx em 01/06/15, com GT em 2015 na base e defluência de Sobradinho = 900 m3/s: 74% MLT (10/83)
SE/CO
NE
ENA necessária - Jun/15 a Nov/15 - SE/CO e NE
Partindo de 36% EARmáx em 01/06/15, com GT em 2015 na base e intercâmbio S->SE de 1.000 MWmed: 83% MLT (16/83)
3. Avaliação do Atendimento
Energético 2016-2019
22
Evolução da Carga Própria de Energia 2015/2019 (MWmed)
OBS: Valores verificados até março/15; abril e maio/15 previstos no PMO de abril/15
23
Evolução da Carga 2015-2019 (MWmed)
(*) Macapá (Mai/15) e Boa Vista (Jun/17)
*
24
FONTE 2014 (MW) 2019 (MW) (MW)
Hidro 95.107 – 72,8% 113.910 – 67,7% 18.803 – 19,8%
Térmica 29.678 – 22,7% 37.470 – 22,3% 7.792 – 26,3%
Gás 11.831 – 9,0% 15.477 – 9,2% 3.646 – 30,8%
Biomassa 7.204 – 5,5% 8.668 – 5,2% 1.464 – 20,3%
Óleo 4.694 – 3,6% 4.731 – 2,8% 37 – 0,8%
Carvão 3.210 – 2,5% 3.550 – 2,1% 340 – 10,6%
Nuclear 1.990 – 1,5% 3.395 – 2,0% 1.405 – 70,6%
PCT 749 – 0,6% 1.649 – 1,0% 900 – 120,2%
Eólica 5.939 – 4,5% 15.946 – 9,5% 10.007* 268%
Solar - 895 – 0,5% -
Total 130.724 168.221 37.497 29%(*) 85% na Região Nordeste
Evolução da Matriz de Energia Elétrica por Fonte
25
TIPO 31/12/2014 31/12/2019CRESCIMENTO
2014-2019
MW % MW % MW %
Hidráulica 94.375 73,7 113.086 68,0 18.711 19,8
18.576 MW (99%) – UHEs sem ReservatórioUHE Belo Monte 11.000 MW
UHEs do Rio Madeira 3.532 MWUHEs do Rio Teles Pires 3.265 MWOutras 779 MW
135 MW (1%) - UHEs com Reservatório UHE São Roque 135 MW
18.576 MW (99%) – UHEs sem ReservatórioUHE Belo Monte 11.000 MW
UHEs do Rio Madeira 3.532 MWUHEs do Rio Teles Pires 3.265 MWOutras 779 MW
135 MW (1%) - UHEs com Reservatório UHE São Roque 135 MW
A Expansão da Oferta entre 2014 e 2019
26
Riscos de Déficit 2016/2019
SUBSISTEMA 2016 2017 2018 2019
Sudeste/Centro-Oeste
Qualquer Déficit 2,4 1,4 0,6 0,8
>1% da Carga 1,8 1,0 0,2 0,5
>5% da Carga 0,7 0,2 0,1 0,0
Sul
Qualquer Déficit 4,3 1,8 1,4 0,3
>1% da Carga 2,3 0,8 0,7 0,2
>5% da Carga 1,0 0,1 0,2 0,0
Nordeste
Qualquer Déficit 0,5 0,4 0,0 0,0
>1% da Carga 0,2 0,0 0,0 0,0
>5% da Carga 0,0 0,0 0,0 0,0
Norte
Qualquer Déficit 0,3 0,2 0,1 0,2
>1% da Carga 0,0 0,0 0,1 0,1
>5% da Carga 0,0 0,0 0,0 0,0
4. Planejamento Energético
de Longo Prazo – A Visão do
Operador
28
O Critério de Suprimento
Resolução CNPE 1/2004 -- Art. 2º -
Estabelece que o risco de insuficiência de oferta no
SIN não poderá exceder 5% em cada subsistema⇒⇒⇒⇒ Critério Físico
Portaria MME 258/2008 – Anexo 1.2 –
Estabelece que as garantias físicas são
calculadas com base no critério CMO = CME
⇒⇒⇒⇒ Critério Econômico
“Equilíbrio Estrutural (Expansão) é condição necessária,mas não suficiente para Equilíbrio Conjuntural (Operação)”
A expansão do sistema é feita
com um risco intrínseco de déficit, o que pode afetar,
no futuro, a operação do SIN
29
� Novas e grandes hidroelétricas localizadas distantes dos grandes centros de carga, exigindo extensos sistemas de transmissão para o transporte de grandes blocos de energia no período chuvoso e pequenos montantes nos períodos secos
� Essas novas hidroelétricas com grande capacidade de produção no período chuvoso, sem reservatório de acumulação, e baixa produção no período seco, propiciam uma acentuada sazonalidade da oferta
� Aumento considerável das fontes renováveis não convencionais, em especial a Energia Eólica
Características da Oferta Futura
30
� As demandas ambientais tem provocado restrições
para construção e operação de usinas hidráulicas
� A capacidade total dos reservatórios está sendo
mantida enquanto que a carga cresce em media 4%
ao ano
� Desta forma a energia armazenada nos reservatórios
em relação a carga total tem se reduzido a cada ano
� Capacidade de Regularização = Energia total
armazenada nos reservatórios (EARmax) / Carga
Total Mensal de Energia Elétrica (Carga)
Impactos das Demandas Ambientais
31
Características do Parque Hidráulico
32
A queda de regularização do SIN devido a restrições ambientais causa as seguintes consequências:
• Maior dependência do período úmido das bacias do SIN
• Necessidade de enchimento e esvaziamento dos principais reservatórios com periodicidade anual
• Redução da capacidade do SIN de armazenar a geração das fontes intermitentes
• Uso mais intenso de geração térmica para a garantia do suprimento energético e para o atendimento à ponta, com o consequente aumento dos custos de operação
• Aumento dos custos de expansão
Consequências da Queda da Regularização
33
Energia Armazenada SE/CO – 2001-2015
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
jan
/01
jul/
01
jan
/02
jul/
02
jan
/03
jul/
03
jan
/04
jul/
04
jan
/05
jul/
05
jan
/06
jul/
06
jan
/07
jul/
07
jan
/08
jul/
08
jan
/09
jul/
09
jan
/10
jul/
10
jan
/11
jul/
11
jan
/12
jul/
12
jan
/13
jul/
13
jan
/14
jul/
14
jan
/15
% E
AR
má
x
34
Energia Armazenada NE – 2001-2015
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100ja
n/0
1
jul/
01
jan
/02
jul/
02
jan
/03
jul/
03
jan
/04
jul/
04
jan
/05
jul/
05
jan
/06
jul/
06
jan
/07
jul/
07
jan
/08
jul/
08
jan
/09
jul/
09
jan
/10
jul/
10
jan
/11
jul/
11
jan
/12
jul/
12
jan
/13
jul/
13
jan
/14
jul/
14
jan
/15
% E
AR
má
x
35
A Visão do Operador
�A complementaridade com usinas térmicas é de
fundamental importância para enfrentar situações
hidrológicas adversas, considerando a expansão da
geração hidroelétrica predominantemente a fio d’água
�A realização de leilões de energia dirigidos para
determinadas regiões e/ou por tipo de fonte pode ser
uma alternativa para a expansão
�A progressiva expansão da interligação entre regiões
é fator positivo para a agregação de segurança ao
SIN. A ocorrência de contingências na malha de
transmissão, que levem à indisponibilidade de longa
duração, pode por em risco o atendimento energético
36
� Qual é o mix adequado e possível de fontes para
suprir a demanda de energia elétrica considerando
aspectos de segurança, eficiência e ambientais?
� Este mix deve incluir as fontes básicas e as
complementares:
• Hidráulicas com e sem reservatório
• Térmicas (gás + carvão + nuclear + óleo)
• Renováveis (eólica + solar + biomassa)
� Este mix, especialmente hidráulicas com reservatório + geração intermitente, maximiza os
benefícios técnicos e econômicos que podem ser
obtidos considerando as características de todas as
fontes disponíveis e possíveis de serem implantadas
Matriz Energética – Mix Adequado de Fontes
37
Equilíbrio entre contratação de hidrelétricas a fio
d’água devido a restrições ambientais X necessidade de expansão termelétrica eficiente para garantir o
atendimento energético e a ponta da carga
Equilíbrio entre contratação de hidrelétricas a fio
d’água devido a restrições ambientais X necessidade de expansão termelétrica eficiente para garantir o
atendimento energético e a ponta da carga
Qual o ponto ótimo de equilíbrio, em termos de modicidade tarifária, mínimo custo global da expansão
e operação, e redução da emissão de CO2?
Qual o ponto ótimo de equilíbrio, em termos de modicidade tarifária, mínimo custo global da expansão
e operação, e redução da emissão de CO2?
A Visão do Operador
5. A Riqueza do Nordeste em
Fontes Eólica e Solar
39
Velocidade Média (m/s) Anual de Vento no Brasil
40
Como Fonte de Energia há uma característica sazonal,
com a geração mensal variando durante o ciclo anual:
� Os maiores valores de geração ocorrem na 2ª parte
do ano durante o período seco dos rios e bacias
� A geração mensal é muito mais previsível do que a
geração diária e horária
� A produção anual das eólicas tem grande
previsibilidade o que pode reduzir a necessidade por
geração térmica e hidráulica
� Este benefício é tão maior quanto maior for o volume
de geração eólica
Geração Eólica como Fonte de Energia
41
Geração Eólica Média Mensal na Regiões Nordeste e Sul
Geração Eólica como Fonte de Energia
42
Radiação Solar Média (kWh/m2) Anual no Brasil
43
LER SOLAR – 14/08/2015
Cadastro de 382 projetos com 12.528 MW
1. Bahia - 140 projetos - 4.409 MW
2. Piauí - 61 projetos - 2.000 MW
3. Rio Grande do Norte - 39 projetos - 1.332 MW
4. Minas Gerais - 36 projetos - 1.272 MW
5. São Paulo - 34 projetos - 1.250 MW
44
Implantar parques de energia eólica e solar de forma integrada em um mesmo site, visando:• aproveitar a riqueza de vento e sol da região NE do Brasil• o uso compartilhado da rede de conexão e de transmissão• obter ganhos de eficiência• tornar estes projetos mais competitivos
Integração Eólica + Solar