Avaliação das Condições de Atendimento
e Desafios da Operação do SIN
ABRAGE
Florianópolis, 07 de Outubro de 2008 Hermes J. Chipp
2
1. Procedimentos para aumentar a segurança energética do SIN
2. Avaliação das condições de atendimento
2.1 – Curto Prazo - Estratégia para atingir Nível Meta
2.2 – Médio Prazo - PEN visão maio 2008 e visão atual
3. Integração Energética entre Países
4. Desafios para a Operação do SIN
Sumário
3
1. Procedimentos para Aumentar a Segurança Energética do SIN
4
■ Evolução da Capacidade Instalada em Hidroelétricas
Dificuldades para licenciamento ambientalEscassez de novos projetos
Novas usinas com pequenos reservatórios redução gradativa da regularização plurianual
■ Novas térmicas com CVU elevado, despachadas somente a
partir da caracterização de condições hidrológicas adversas
Características da Nova Oferta
Maior dependência dos períodos chuvosos e necessidade de uso mais intenso de
geração térmica
5
Histórico do SIN - Regularização
Evolução do Volume Útil Acumulado e da Potência Instalada no SIN (Geração Hidráulica)
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Po
tên
cia
In
sta
lad
a (
MW
)
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
300
Vo
lum
e Ú
til
Potência Instalada (MW)
Volume Útil (10³ hm³ )
T. Marias - 15, 3
Furnas – 17,2
Os 13 maiores reservatórios identificados na figura( VU maior que 5 x 10³ hm³) correspondem a 78% do Volume Útil acumulado no SIN,
Nova Ponte
10,4
Emborcação 13,1
Tucuruí – 39,0
I.Solteira e
Três Irmãos - 16,3
Marimbondo – 5,3
Capivara - 5,7
Sobradinho - 28,7
São Simão – 5,5 -
A.Vermelha - 5,2- ,
Itumbiara - 12,5
Serra da Mesa
–23,7 55% V.U.
6
Perda de Regularização dos Reservatórios
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 20120
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
(R$
/MW
h)
EARmáx / CARGA
CMO verificado
CMO médio mensal Newave
7
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 –Indicadores de Segurança
Foco no 1º biênio Foco no último triênio
Médio PrazoCurto Prazo
1º ano 2º ano 3º ano 4º ano 5º ano
8
Procedimentos Operativos
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).
Para 2008 o CMSE definiu os seguintes parâmetros:
Nível Meta: SE/CO 53% EARmáx e NE 35% EARmáx
Série de Referência : Séries geradas a partir dos ruídos do histórico Risco de 5% descarte de 4 séries em 76 adotar a 5ª pior série no período do estudo
9
Próximas Etapas
Audiência Pública conduzida pela ANEEL, considerando os seguintes
documentos:
• NT 059 – Procedimentos Operativos de Curto Prazo para Aumento da
Segurança Energética do SIN
• NT 085 – Geração de Cenários de Afluências a partir de Ruídos das
Séries Históricas
• Roteiro detalhando as etapas dos Procedimentos Operativos
O ressarcimento dos encargos decorrentes da utilização antecipada de
geração térmica em relação ao sinal econômico do modelo deverá ser
abordado.
10
2. Avaliação das condições de atendimento
11
2.1 Curto Prazo
12
Armazenamento e Energias Naturais Afluentes
Níveis de Segurança Mensal para Outubro/08
ENA Prevista Outubro/08 ( % MLT )
Armazenamento Previsto para 31/10
PMO Outubro/0852,259,639,333,4
ENAPMO Outubro/08
SE/CO 99S 73NE 69N 79
Níveis de Segurança Mensal
SE/CO 56NE 44
ConclusãoConclusão:Nos casos assinalados ( ) a EAR do PMO (SE/CO) é menor do que a EARdo nível de segurança. É necessária a aplicação dos Procedimentos Operativos.
13
Recurso Térmico Disponível
GT1A composto por GT nuclear, gcomposto por GT nuclear, gáás e carvãos e carvão..GT1B composto por GT a composto por GT a óóleo. Imediatamente disponleo. Imediatamente disponíível quando comandado pelo ONS.vel quando comandado pelo ONS.GT2 UTEs a gás que podem operar com óleo Necessitam de logística de suprimento de combustível para a
sua operação
1.197,00Total
537,00NE
150,00S
510,00SE
GT2Região
9.305,50Total
1.825,30NE
2.015,00S
5.465,20SE
Total Região
=
1.108,50
249,20
240,00
619,30
GT1B
8.108,507.000,00Total
1.288,301.039,10NE
1.865,001.625,00S
4.955,204.335,90SE
GT1GT1ARegiã
o
+
PerPerííodo Outubro odo Outubro –– Novembro Novembro –– valor mvalor méédio mensaldio mensal
14
Níveis de Segurança em 31/10 e GT utilizada
GT utilizada no Mês de Outubro/08
Ordem Mérito
3.462
349
432
2.681
PMO Outubro/08 Original
6.789,4TOTAL
GT1A
916,4
1.582,8
4.290,2
PMO Outubro/08 c/ Procedimentos
OperativosRegião
SE/CO
S
NE
Recurso Térmico
Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões
39,4
52,2
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08
Original (%EARmáx)
44,0
54,1
Níveis de Armazenamento PMO
Outubro/08 c/ Procedimentos
Operativos (%EARmáx)
Região
Níveis de Segurança
Mensal(%EARmáx)
SE/CO 56,0
NE 44,0
A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade do despacho pleno de GT1A no mês de outubro.
Mesmo assim, o armazenamento no SE/CO é 1,9 %EAR máx inferior ao Nível de Segurança indicado para o mês.
15
Avaliação da Necessidade de Despacho de GT1B
UtilizandoUtilizando--se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de se o Valor Esperado da previsão de afluências para o mês de novembro, os nnovembro, os nííveis de armazenamento situaramveis de armazenamento situaram--se acima dos Nse acima dos Nííveis veis Meta Meta Não hNão háá necessidade de despacho de GTnecessidade de despacho de GT1B1B no mês de outubro.no mês de outubro.
44,0
54,1
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08 c/
Procedimentos Operativos (%EARmáx)
Região
SE/CO
NE 65
97
ENAValor Esperado
Nov/08(%MLT)
35,0
53,1
Níveis de Armazenamento
Novembro/08(%EARmáx)
35,0
53,0
Níveis MetaNovembro/08(%EARmáx)
Níveis de armazenamento previstos para Novembro/08, considerando-se o Valor Esperado da Previsão de Afluências
16
Níveis de Segurança em 31/10 Rev.1
Níveis de Armazenamento obtidos após a aplicação de GT1A por inflexibilidade e ajustes nos intercâmbios de energia entre as regiões
42,0
51,9
Níveis de Armazenamento PMO Outubro/08
Rev.1(%EARmáx)
44,0
54,1
Níveis de Armazenamento PMO
Outubro/08 c/ Procedimentos
Operativos (%EARmáx)
Região
Níveis de Segurança
Mensal(%EARmáx)
SE/CO 56,0
NE 44,0
A aplicação dos Procedimentos Operativos indica a necessidade de manter o despacho pleno de GT1A no mês de outubro.
ENA ( %MLT )
SE/CO 102S 65NE 86N 64
PMO Outubro Rev.1
17
2.2 Médio Prazo
PEN – Maio/2008
18
Premissa de crescimento da economia com PIB de 5% de 2009 a 2012 com reflexos no crescimento da carga com taxa média anualde 5,1%.
Premissas de Crescimento da Carga
ANOPrevisão de Carga (MWmed)
2009 55.930
2010 58.730
2011 61.420
2012 63.966Obs: Inclui a carga do sistema Acre – Rondônia.
19
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)
(%)1.680
1,7%
3.6233,3%
Total em MW 96.243 111.419
20
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
21
Evolução do Termo de Compromisso Petrobras - GN
Eventos MarcoUTEs 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
22
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
Resultados – Riscos de Déficit
Níveis de Partida – 30/04/08 - % EARmáx
SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%
23
46
2921
179 7 5 3 2 2 1 0
125
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
>=1%
>=2%
>=3%
>=4%
>=5%
>=6%
>=7%
>=8%
>=9%
>=10
%
>=11
%
>=12
%
PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL
NÚ
ME
RO
DE
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
24
Fatos Relevantes
Após a emissão do PEN, no período de maio a setembro,
ocorreram os seguintes fatos relevantes:
Revisão da Previsão da Carga por EPE/ONS em setembro
Leilão de Energia de Reserva – LER em 14/08/2008
Leilão de Energia Nova – A-3 em 17/09/2008
Antecipação do aproveitamento da UHE Santo Antônio para
maio 2012
25
Revisão das Previsões de Carga (MWmed)
Obs. Inclui a carga do sistema AC-RO
PEN - Maio/08 PEN – Outubro/08
ANOCarga
(MWmed)
Crescimento
(%)
2009 55.930 5,9
2010 58.730 5,0
2011 61.420 4,6
2012 63.966 4,1
ANOCarga
(MWmed)
Crescimento(%)
VariaçãoPrev.Ant. (MWmed)
2009 55.130 5,6 - 800
2010 57.915 5,1 - 815
2011 60.602 4,6 - 818
2012 63.240 4,4 - 726
26
1º Leilão de Energia de Reserva (1º LER/2008) de 14/08/08
Sudeste/Centro-Oeste27 UTEs = 2070 MWTotal SE/CO = 2070 MW
Total de 28 Empreendimentos (28 UTEs)Acréscimo a partir de abr/2009 a dez/2012: 2.100 MW
Nordeste1 UTE = 30 MWTotal NE = 30 MW
Entregas em 2009 e 2010Entregas em 2009 e 2010
27
750 SE/CO
26 NE
SE/CO
552 SE/CO
8 NE
678 SE/CO
26 NE
Montantes anuais - MWmed (Fonte: EPE)
LER 2008 - Entrada de oferta adicional no SIN [MWmed]
23
312394
507
46
560
704776
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
2009 2010 2011 2012
Energia vendidaDisponibilidade de energia
Total das Garantias Físicas
28
Integração da Biomassa à Rede Elétrica
Para a integração dos empreendimentos vencedores do LER foi
realizada reunião em 01/10 com a participação dos
empreendedores, do ONS, ANEEL, MME e EPE, bem como das
distribuidoras e transmissoras envolvidas, com o objetivo de
analisar a integração de usinas vendedoras no LER (ACR) e ACL.
Para os estados de MS e GO foi realizado estudo de planejamento
específico a fim de dimensionar o sistema de transmissão capaz
de permitir a integração das usinas, estando prevista a realização
dos leilões das ICGs para Novembro de 2008
A energia de 750 MWmed a partir de 2012 na região SE/CO
corresponde a um ganho de armazenamento de cerca de 3%
EARmax.
29
Resultados do LEN (A-3) realizado em 17/09/2008
Total de 10 Empreendimentos (10 UTEs)Acréscimo a partir de jan/2011 a dez/2012: 1935 MWEnergia associada : 1076 MW med ( 96 no SE/CO e 980 no NE).
Entregas a partir de 2011Entregas a partir de 2011
UTE José de Alencar - 300 MW
UTE Linhares - 204 MW
UTE Camacari 1 - 176 MWUTE Catu - 176 MWUTE Dias Davila 1 - 176 MWUTE Dias Davila 2 - 176 MWUTE Sr Bonfim - 176 MWUTE Feira de Santana - 176 MW
UTE Pernambuco IV - 200.8 MW
UTE Santa Rita Cassia - 174.6 MW
30
Incremento de Garantia Física da UHE Santo Antônio no ano de 2012,segundo cronograma proposto pelo empreendedor à ANEEL Antecipação p/maio
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 máquinas
8 máquinas
9 máquinas
Média anual: 249 MWmed
143 MWmed
641 MWmed
Aproveitamento do rio Madeira – UHE Santo Antônio
‘
Antecipação da entrada em operação para
mai/2012 aumenta a confiabilidade do
atendimento
31
Evolução da Oferta (MW) – Participação por Fonte – Outubro/08
20072012
Maio/08
2012
Out/08
Hidroelétricas (MW)(%)
79.75082,9%
84.05175,4%
84.74572,8%
Termoelétricas (MW)(%)
13.09313,6%
20.27218,2%
22.14219,0%
PCHs (MW)(%)
1.7201,8%
3.4743,1%
34743,0%
PCTs (MW)
(%)1.680
1,7%
3.6233,3%
61025,2%
Total em MW 96.243 111.419 116.463
Em termos de energia o acréscimo em relação ao PEN maio/08, a partir de 2012, é de 2101 MWmed.
32
Balanço Estático de Energia - Premissas Básicas – 2008
• Valores verificados de carga de janeiro/2008 a agosto/2008
• Disponibilidade térmica com as seguintes alterações:
zero217 MWmed (Port. 153/2005)Uruguaiana
zero431 MWmed (GF)Cuiabá
Novo balançoPEN 2008UTE
33
Balanço Estático de Energia 2008 - SIN
34
Balanço Estático de Energia - Premissas Básicas – 2009/2012
O balanço estático de energia toma por base os valores de energia assegurada / garantia física dos empreendimentos, em conformidade com os documentos formais do Poder Concedente.
Premissas:
• Revisão da Carga do PEN 2008 de janeiro/2009 a dezembro/2012
• Cronograma de expansão da oferta do DMSE para o PMO de out/2008, mais as
usinas do 6º LEN (A-3) e a antecipação para mai/2012 da UHE Santo Antônio
• Disponibilidade térmica com as seguintes alterações em relação ao PEN 2008:
2008 a 2011 - TC2012 - zero
2008 a 2011 - TC2012 - 390 MWmed (GF)
Araucária
2008 - zero2009 a 2012 - zero
2008 - 217 MWmed2009 a 2012 - zero
Uruguaiana
2012 mesmo valor do TC em 20112012 disponibilidade máximaUsinas do TC
zero (em todo o horizonte)431 MWmed (GF em todo o horizonte)
Cuiabá
Novo balançoPEN 2008UTE
35
Balanço Estático de Energia 2009/2012 - SIN
Obs.: Não inclui Acre-Rondônia
SIN (MWmed) 2009 2010 2011 2012
UHE TOTAL 42.238 43.041 44.455 44.899
UTE TOTAL 9.486 12.154 13.976 14.479
PROINFA 995 1.012 1.012 1.012
Outras pequenas UHEs e UTEs
2.306 2.536 2.594 2.597
OFERTA TOTAL 55.025 58.743 62.036 62.986
CARGA 54.737 57.430 60.068 62.666
BALANÇO 288 1.313 1.968 320
LER 46 560 704 776
BALANÇO COM LER 335 1.873 2.672 1.096
36
SUBSISTEMA 2009 2010 2011 2012Sudeste/Centro-OesteQualquer déficit 0,9 3,0 3,4 3,5>1% da Carga 0,7 2,7 2,4 2,6SulQualquer déficit 0,9 3,4 2,4 3,8>1% da Carga 0,6 1,8 1,9 2,5NordesteQualquer déficit 0,9 2,5 1,5 1,2>1% da Carga 0,5 1,6 0,4 0,2NorteQualquer déficit 0,8 2,1 1,6 1,5>1% da Carga 0,7 1,7 1,0 1,1
Resultados atualizados do PEN – Riscos de Déficit
Níveis de Partida – 30/04/08 - % EARmáx
SE/CO: 82% S: 48% NE: 79% N: 96%
37
SUBSISTEMA 2009 2010 2011 2012Sudeste/Centro-OesteQualquer déficit 2,1 4,7 3,7 4,3>1% da Carga 1,5 3,2 2,9 3,3SulQualquer déficit 1,9 2,7 2,2 4,2>1% da Carga 1,3 2,0 1,9 2,4NordesteQualquer déficit 2,1 3,4 1,9 1,2>1% da Carga 1,3 1,6 0,2 0,2norteQualquer déficit 1,3 3,4 1,9 2,0>1% da Carga 1,1 2,1 1,6 1,2
Resultados atualizados do PEN – Riscos de Déficit
Níveis de Partida – 30/09/08 - % EARmáx
SE/CO: 58% S: 58% NE: 53% N: 47%
38
Integração dos Sistemas Isolados Acre – Rondônia e Manaus - Macapá
A interligação do Acre – Rondônia ao SIN, considerada no PEN a
partir do início de 2009, irá propiciar uma significativa redução da
necessidade de geração térmica, com redução anual dos custos da
ordem de R$ 800 milhões.
Embora ainda não considerada no PEN, raciocínio análogo é
aplicável para a interligação Tucuruí – Manaus – Macapá prevista a
partir de 2012, pois permite a eliminação quase que por completo
do subsídio da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC através
de energia mais barata, proveniente do SIN, com economia anual
esperada de dispêndio com geração térmica da ordem de R$ 1,8
bilhões.
39
4. Integração energética entre países
40
• 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.
Perda de oportunidades não são explorados os benefícios da interligação
Situação Atual
• Intercâmbios efetivados:
- Em condições de emergência modalidade auxílio operativo
- Através de excedentes energéticos geração térmica e vertimentos
- Esse ano foram efetivadas trocas energéticas mediante acordos bilaterais entre governos para auxílio em situação energética desfavorável, com devolução da energia exportada
41
Situação Atual
AR BR
PA - Preço Argentina PB - Preço Brasil
Sistemas simulados independentemente
Implantar oferta de energia em volume e preço na fronteira,
respeitando-se o arcabouço regulatório de cada país.
Proposta
42
5. Desafios para a Operação do SIN
43
Desafios para a Operação do SIN
Para enfrentar os desafios de natureza metodológica, estudar e propor melhorias para os modelos computacionais utilizados na operação do sistema elétrico, foi criado em 2003 o GT2 –Grupo de Trabalho de Aperfeiçoamento de Modelos e Evolução Metodológica do Planejamento e Programação da Operação,coordenado pelo ONS/CCEE, que conta com a participação dos Agentes, do Cepel e da EPE.
44
A volatilidade do CMO tem efeitos indesejáveis no despacho de geração térmica (conhecido como efeito “bang-bang”), bem como nas variações bruscas do PLD no mercado de curto prazo.
A freqüência e a intensidade dessas oscilações do CMO/PLD podem não dar adequada sinalização econômica para a expansão da oferta.
Questão Prioritária - Volatilidade
45
Questão Prioritária - Volatilidade
Propostas mitigadoras em estudo:
Amortecer o efeito da propagação da volatilidade hidrológica no cálculo da estratégia operativa (Newave)
• Através da aplicação de redutor da dependência temporal das afluências previstas no cálculo da estratégia.
• Estudo da não consideração da tendência hidrológica do passado recente no cálculo da estratégia de operação. Este estudo foi motivado por sugestão dos Agentes em Força Tarefa e encontra-se em andamento com previsão de término no final de outubro.
Amortecer o efeito no CMO das variações semanais de afluências no processo de elaboração do PMO e suas revisões (Decomp)
• Definição do CMO para a semana operativa com base na média dos CMOs de semanas anteriores, obtidos pela cadeia dos modelos de planejamento e programação da operação.
46
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
jan
/07
rev0
jan
/07
rev2
fev/
07 r
ev0
fev/
07 r
ev2
fev/
07 r
ev4
ma
r/07
re
v1
ma
r/07
re
v3
ab
r/07
re
v1
ab
r/07
re
v3
mai
/07
re
v1
mai
/07
re
v3
jun
/07
rev1
jun
/07
rev3
jul/
07
rev0
jul/
07
rev2
ag
o/0
7 r
ev0
ag
o/0
7 r
ev2
ag
o/0
7 r
ev4
se
t/07
re
v1
se
t/07
re
v3
ou
t/07
re
v1
ou
t/07
re
v3
no
v/07
re
v1
no
v/07
re
v3
dez
/07
re
v0
dez
/07
re
v2
jan
/08
rev0
jan
/08
rev2
fev/
08 r
ev0
fev/
08 r
ev2
fev/
08 r
ev4
ma
r/08
re
v1
ma
r/08
re
v3
ab
r/08
re
v1
ab
r/08
re
v3
mai
/08
re
v1
mai
/08
re
v3
jun
/08
rev0
jun
/08
rev2
jul/
08
rev0
jul/
08
rev2
ag
o/0
8 r
ev0
ag
o/0
8 r
ev2
ag
o/0
8 r
ev4
se
t/08
re
v1
se
t/08
re
v3
CMO carga média [R$/MWh]
CMO médio 5 semanas [R$/MWh]
Comparação do CMO obtido através de médias dos CMOs semanais
2007 2008
47
Desafios com Relação à Segurança Operativa do SIN
Estabelecer Indicadores de Segurança associados a distintos
graus de severidade com o objetivo de definir providências e
ações a serem implementadas, com prévia aprovação do
CMSE/MME, visando a segurança do atendimento energético,
tornando mais robustas as recomendações do PEN.
48
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
O risco de cruzar a CCO é superior a y%
O risco de cruzar a CAR é superior a x%e de cruzar a CCO é inferior a y%
Risco de cruzar a CAR é inferior a x%
49
Ações para Mitigação de Condições Desfavoráveis
• 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
Médio Prazo
Curto Prazo
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
52
Estratégia para atingir o Nível Meta
ENAs Previstas para Outubro e Novembro/08 ( % MLT )
De acordo com os Institutos de previsão meteorológica, o início do período úmido deverá acontecer durante o mês de outubro com precipitações dentro da média até o mês de dezembro.
Para atingir os Níveis Meta ao final de novembro/08 é necessário um despacho térmico adicional da ordem de 1.000 MWmed/mês em relação àgeração térmica atualmente verificada (5.500 MWmed). Será efetuado um monitoramento das afluências para definir o montante de GT adicional mínimo necessário.
ENA - PMO Out/08 ENA Nov/08
SE/CO 99 97
Sul 73 91
Nordeste 69 65
Norte 79 74
53
Balanço Estático de Energia 2008 - SE/CO
54
Balanço Estático de Energia 2008 - SUL
55
Balanço Estático de Energia 2008 - NE
56
Balanço Estático de Energia 2008 - NORTE
57
Balanço Estático de Energia 2009/2012 - SE/CO
Obs.: Não inclui Acre-Rondônia
SE/CO (MWmed) 2009 2010 2011 2012
UHE TOTAL 25.733 26.205 26.673 26.952
UTE TOTAL 5.922 6.960 7.295 7.249
PROINFA 551 567 567 567
Outras pequenas UHEs e UTEs
1.743 1.901 1.942 1.942
OFERTA TOTAL 33.949 35.632 36.476 36.708
CARGA 33.846 35.553 37.135 38.696
BALANÇO 102 79 (659) (1.987)
LER 46 552 678 750
BALANÇO COM LER 149 631 19 (1.237)
58
Balanço Estático de Energia 2009/2012 - SUL
SUL (MWmed) 2009 2010 2011 2012
UHE TOTAL 6.092 6.358 6.837 6.942
UTE TOTAL 1.267 1.686 1.772 1.407
PROINFA 248 248 248 248
Outras pequenas UHEs e UTEs
392 445 455 458
OFERTA TOTAL 7.999 8.737 9.312 9.055
CARGA 9.039 9.442 9.872 10.301
BALANÇO (1.041) (706) (560) (1.246)
LER - - - -
BALANÇO COM LER (1.041) (706) (560) (1.246)
59
Balanço Estático de Energia 2009/2012 - NE
NE (MWmed) 2009 2010 2011 2012
UHE TOTAL 6.249 6.249 6.249 6.249
UTE TOTAL 2.297 3.266 4.667 5.248
PROINFA 196 197 197 197
Outras pequenas UHEs e UTEs
135 154 160 160
OFERTA TOTAL 8.876 9.866 11.273 11.854
CARGA 7.913 8.289 8.696 9.103
BALANÇO 963 1.577 2.578 2.752
LER - 8 26 26
BALANÇO COM LER 963 1.585 2.604 2.778
60
Balanço Estático de Energia 2009/2012 - NORTE
NORTE (MWmed) 2009 2010 2011 2012
UHE TOTAL 4.164 4.229 4.696 4.756
UTE TOTAL - 242 242 575
PROINFA - - - -
Outras pequenas UHEs e UTEs
37 37 37 37
OFERTA TOTAL 4.201 4.508 4.975 5.368
CARGA 3.938 4.146 4.366 4.567
BALANÇO 263 362 609 801
LER - - - -
BALANÇO COM LER 263 362 609 801
Avaliação Energéticado
Sistema Interligado Nacional
Outubro de 2008
DGT/SPO/DPLE
N
SE
NE
S
BOA
REGULAR
RUIM
SITUAÇÃO ENERGÉTICA DO SIN
EAR = 45,3%CON = 29%ENA = 57%
EAR DO DIA 03 de Outubro/08CAR ARMAZENAMENTO AO FINAL DO MÊSENA ACUMULADA NO MÊS ATÉ O DIA 03/10/08
EAR = 54,1%CAR = 22%ENA = 65%
EAR = 57,3%CAR = 43%ENA = 94%
EAR = 53%CAR = 16%ENA = 52%
Situação
N
SE
NE
BOA
REGULAR
RUIM
BALANÇO ENERGÉTICO DO SIN
859
1.320
2.179681
4.4064.410
ITAIPU 60 Hz
ITAIPU 50 Hz
CARGA = 3.780GHID = 2.921
GTER = 0 PLD = 100,52
CARGA = 7.756GHID = 5.645
GTER = 90GEOL= 21
PLD = 100,52
CARGA = 31.872GHID = 20.644GNUC = 1.844GTER = 2.688PLD = 100,52
CARGA = 8.283GHID = 7.013GTER = 646GEOL = 87
PLD = 100,52
EXPORTAÇÃO
531
5.151
• VALORES MÉDIOS (MWmed) OBSERVADOS NO PERÍODO DE 27/Set a 03/Out.
• PLD MÉDIO (R$/MWh) - SEMANA DE 27/Set a 03/Out.
6
S
Carga8.283 MWmed
BALANÇO ENERGÉTICO DA REGIÃO SUL
ENA = 52 % MLT(6.360 MWmed)acumulado no
mês até dia 03/10
EAR = 53,0% VU(9.770 MWmês)
Dia 03 de Outubro/08
Ger. Hidráulica7.013 MWmed
Ger. Térmica646 MWmed
Interc. SE/S6 MWmed
ANDE0 MWmed
Argentina531 MWmed
Uruguai0 MWmed
Recurso Requisito
Valores médios observados no período de 27/09/08 a 03/10/08
Ger. Eólica87 MWmed
IGUAÇU52,0
XX%
XX%
ENERGIA ARMAZENADA
PARTICIPAÇÃO NO SUL
50,2
1,9
OUTRAS SUL
JACUÍ23,3 71,2
URUGUAI22,8 47,1
ENERGIA ARMAZENADA - REGIÃO SUL
03/10/2008
TRANSFERÊNCIA DE ENERGIA ENTRE REGIÕES
Valores previstos para a semana de 04/10 a 10/10
PREVISÃO CLIMÁTICA
Fonte: CPTEC/INPE
PREVISÃO CLIMÁTICA
Fonte: SIMEPAR
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUDESTE
0,0
10,020,0
30,0
40,0
50,060,0
70,0
80,090,0
100,0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezArmazenamentos no final do mês
EA
R (
%)
2003 2004 2005 2006 2007 2008
CAR 2008 / 2009
51,9 % Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUDESTE
0,010,0
20,030,040,050,0
60,070,0
80,0
90,0100,0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezArmazenamentos no final do mês
EA
R (
%)
2003 2004 2005 2006 2007 2008
CAR 2008 / 2009
51,9 % Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01 Estudo Prospectivo ONS
ENA (%Mlt)Nov97
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUL
0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0
100,0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezArmazenamentos no final do mês
EA
R (
%)
2003 2004 2005 2006 2007 2008
CAR 2008 / 2009
57,7% Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO SUL
0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0
100,0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezArmazenamentos no final do mês
EA
R (%
)
2003 2004 2005 2006 2007 2008
CAR 2008 / 2009
57,7% Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01
Estudo Prospectivo ONSENA (%Mlt)
Nov91
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORDESTE
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezArmazenamentos no final do mês
EA
R (%
)
2003 2004 2005 2006 2007 2008
CAR 2008 / 200942,0% Valor
esperado – PMO Ou/08 Rev. 01
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORDESTE
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezArmazenamentos no final do mês
EA
R (%
)
2003 2004 2005 2006 2007 2008
CAR 2008 / 200942,0% Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01
Estudo Prospectivo do ONSENA (% mlt)
Nov65
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORTE
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezArmazenamentos no final do mês
EA
R (%
)
2003 2004 2005 2006 2007 2008
CON 2008
33,4% Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01
ENERGIA ARMAZENADA DA REGIÃO NORTE
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dezArmazenamentos no final do mês
EA
R (%
)
2003 2004 2005 2006 2007 2008
CON 2008
33,4% Valor esperado – PMO Out/08 Rev. 01
Estudo Prospectivo do ONSENA (% mlt)
Nov74
DECISÃO TÉRMICA DO SIN
Outubro 2008 - Semana 2
Mérito34%
GE15%
Gfom/Gsub6%
N. Desp.14%
Inflex.31%
Disp. total do SIN = 8820MW *
1234 MW
506 MW
1300 MW
2768 MW*
3090 MW*
* Valores previstos no deck do Decomp
OUTROS FATOS RELEVANTES
• Continuam despachadas térmicas a carvão e gás, não indicadas para despacho por ordem de mérito, de acordo com a determinação do CMSE. O Custo acumulado até30/09 é de 2,3 bilhões de reais, aproximadamente.
• Teve início em 24/05/2008 a exportação, em caráter excepcional, de energia de origem hidrelétrica do subsistema SE/CO para o sistema elétrico argentino. A Resolução CNPE Nº 5, de 17/06/08, estendeu ao Uruguai este tipo de suprimento. O fornecimento total de energia nesta modalidade estará limitado a 500 MWmed, sendo efetivado no período de maio a agosto de 2008, e compensado obrigatoriamente pelo sistema elétrico argentino no período de setembro a novembro/2008.
Exportação p/ Argentina
114
358 428 418 434517 493
-405
-1299
-184
425 416
115
-61
-619
-388
0 0
354
463
330
757
478 411
518
291
00
-1400
-1200
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
1200
16-mai 23-mai 30-mai 6-jun 13-jun 20-jun 27-jun 4-jul 11-jul 18-jul 25-jul 01-ago 08-ago 15-ago 22-ago 29-ago 05-set 12-set 19-set
Ger. Térmica a partir de 10/mai
Ger. Hidráulica a partir de 21/mai
354 577 688 1185 896 845 1035 784 -405 -1299 -184 425 416 115 -61 -619
MaioMaio JunhoJunho JulhoJulho AgostoAgosto
Dados verificados até 19/09/2009
Saldo para devolução:7,95%
do montante exportado
SetembroSetembro
Devolução de Energia a partir de 09/07
-388
613,52 527,36 687,71 709,97 661,80 625,32 627,41 635,47 - - - - - - - - - - - -
- 34,04 50,52 76,20 76,20 70,41 76,83 88,21 91,37 102,64 110,35 146,30 138,69 118,13 79,16 71,64 93,55 106,10 119,11 121,65
Custo da Exportação (R$/MWh)
Fonte: ONS
Exportação p/ Uruguai
21
0 0
9
25
20
0 00
5
10
15
20
25
30
19-jul a 25/jul 26-jul a 01/ago 02-ago a 08/ago 09-ago a 15/ago 16-ago a 22/ago 23-ago a 29/ago 30-ago a 05/set 06-set a 12/set 13-set a 19/set
Int. Uruguai - UY
SetembroSetembroAgostoAgostoJulhoJulho
Exportação de Energia de origem
hidráulica 19/07/2008
Exportação de Energia de origem
hidráulica 19/07/2008
Exportação de Energia de origem Térmica desde 11/12/2007
Exportação de Energia de origem Térmica desde 11/12/2007
• Total de Exportação Hidráulica = 12.549 MWh
• Nº Horas mês = 730,56 ( 24h * 30,44dias)
•Total de Exportação Hidráulica = 17 MWmed
• Total de Exportação Hidráulica = 12.549 MWh
• Nº Horas mês = 730,56 ( 24h * 30,44dias)
•Total de Exportação Hidráulica = 17 MWmed
Fonte: ONS
ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORTE
2006 2007 2008
33,4
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0Ja
n
Fev
Mar
Ab
r
Mai
Jun
Jul
Ag
o
Set
Ou
t
No
v
Dez
Jan
Fev
Mar
Ab
r
Mai
Jun
Jul
Ag
o
Set
Ou
t
No
v
Dez
Jan
Fev
Mar
Ab
r
Mai
Jun
Jul
Ag
o
Set
Ou
t
No
v
Dez
EA
R (
%)
VERIFICADO
CON
PMO Outubro Rev. 01
ENA = 64% MLT
ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO NORDESTE
2006 2007 2008
42,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0Ja
n
Fev
Ma
r
Ab
r
Ma
i
Ju
n
Ju
l
Ag
o
Se
t
Ou
t
No
v
De
z
Ja
n
Fev
Ma
r
Ab
r
Ma
i
Ju
n
Ju
l
Ag
o
Se
t
Ou
t
No
v
De
z
Ja
n
Fev
Ma
r
Ab
r
Ma
i
Ju
n
Ju
l
Ag
o
Se
t
Ou
t
No
v
De
z
EA
R (
%)
CAR
VERIFICADO
PMO Outubro Rev. 01
ENA = 86 % MLT
ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUDESTE
2006 2007 2008
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0Ja
n
Fev
Ma
r
Ab
r
Mai
Ju
n
Ju
l
Ag
o
Set
Ou
t
No
v
De
z
Ja
n
Fev
Ma
r
Ab
r
Mai
Ju
n
Ju
l
Ag
o
Set
Ou
t
No
v
De
z
Ja
n
Fev
Ma
r
Ab
r
Mai
Ju
n
Ju
l
Ag
o
Set
Ou
t
No
v
De
z
EA
R (
%)
CAR
VERIFICADO
PMO OutubroRev. 01
ENA = 102 % MLT
51,9
ARMAZENAMENTOS DA REGIÃO SUL
2006 2007 2008
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0Jan
Fev
Ma
r
Ab
r
Ma
i
Ju
n
Ju
l
Ag
o
Se
t
Ou
t
No
v
Dez
Jan
Fev
Ma
r
Ab
r
Ma
i
Ju
n
Ju
l
Ag
o
Se
t
Ou
t
No
v
Dez
Jan
Fev
Ma
r
Ab
r
Ma
i
Ju
n
Ju
l
Ag
o
Se
t
Ou
t
No
v
Dez
EA
R (
%)
CAR
VERIFICADO
PMO OutubroRev. 01
ENA = 65 % MLT
57,7
FIM
ENERGIA ASSEGURADA
GTAE - Grupo de Trabalho de Acompanhamento do Planejamento
Eletroenergético
PARA QUE SERVE
Garantia Física Lastro Placa Energia passível de comercialização Principal fonte de rendimento de uma usina
HISTÓRICO
Primórdios do setor elétrico - Energia Firme– é o valor médio de energia que a usina é capaz de gerar ao
longo do período crítico do sistema.
Até a entrada em operação de ITAIPU (1980) os sistemas Sul e Sudeste eram considerados isolados um do outro.
– EF Foz do Areia = 380 MWmed
HISTÓRICO
Com a entrada em operação da LT 750 kV Foz - Ivaiporã- Tijuco Preto, por decreto, passou-se a considerar interligadas as regiões Sudeste e Sul.
As regiões Sul e Sudeste passam a ser ter um único período crítico .– EF Foz do Areia = 712 MWmed
HISTÓRICO
1987 - Introdução do critério probabilístico na garantia de atendimento. Energia Garantida– Configuração garante o atendimento à carga com 95 % de
probabilidade (5% de risco de déficit).– Rateio entre as fontes geradoras ponderado pelo CMO
(Custo Marginal de Operação)– Modelos do GCOI - BACUS e OPUS– Modelos do GCPS – MSSSE e MSUI
HISTÓRICO - BACUS
Modelo de Simulação a Subsistemas Equivalentes - 2.000 séries de energia afluente.
Intercâmbio entre subsistemas baseado no menor custo marginal de operação.
Capacidade - Dois subsistemas Produtos - Energia Garantida por fonte e por subsistema.
HISTÓRICO - OPUS
Modelo de Simulação a Usinas Individualizadas Simulação hidráulica do histórico de afluências de carga
fornecida pelo BACUS Operação em paralelo como regra de decisão Rateio da Energia Assegurada dos blocos hidráulicos pela
geração individualizada ponderada pelo CMO de cada subsistema
HISTÓRICO Planos de Operação
Valores de Energia Garantida recalculados anualmente. Participação ativa dos agentes. Rateio da sobras ou déficits proporcionalmente à carga ou
à oferta. Plano de 1998 – Entrada em operação da linha Norte – Sul.
– 4 Subsistemas interligados – Esgotamento dos modelos em uso.
HISTÓRICO Contratos Iniciais – E. Gar.
Calculados para o período de Setembro de 1998 a 2001. Contratos de 2002 repetem os de 2001 A partir de 2003 redução de 25 % ao ano Tentativa de utilização do modelo NEWAVE em
substituição ao BACUS.
HISTÓRICO Contratos Iniciais
Agentes (GCOI) decidem adotar o maior valor entre o calculado com o NEWAVE e o utilizado no Plano de Operação de 1998.– Somatório dos lastros físicos maior que a capacidade de
atendimento do SIN; ANEEL cria a Energia Assegurada EAss = EG x 0,95 para usinas hidroelétricas
– Exceção para as PCH’s e para ITAIPU.– Usinas Térmicas não são afetadas.
HISTÓRICO Energia Assegurada Pós 2002
Critério definido por portaria da ANEEL. Calculadas em 1998 para valerem a partir do fim dos
contratos iniciais (2003) Resoluções ANEEL 268/98 (S) e 453/98 (SE).
– Privatização da Gerasul Não inclui valores para usinas térmicas.
– Por princípio, UTE’s passam a pagar pelo combustível consumido, comprando no mercado de curto prazo a diferença entre sua geração e seus contratos
– UTE’s podem contratar suas capacidades máximas de geração– Cap Ger (MWmed) = Potência x (1 – teif) x (1 – ip) x Fat Cap.
HISTÓRICO Portaria MME 303/2004 (1)
Define critério para cálculo da energia assegurada para novos empreendimentos;
Prorroga os valores vigentes de energia assegurada atéDez/2014, exceto para Itaipu;
Define lastro físico de venda (energia assegurada) para UTE’s, calculado pelos mesmos critérios das UHE’s, que passam a valer a partir de 2008, com comprovação dos contratos de combustível;
Novas usinas hidroelétricas licitadas após a edição dessa portaria, tiveram suas energias asseguradas calculadas considerando o “benefício a jusante”;
Energia assegurada total de Itaipu passa de 8.612 para 8.182 MWmed
HISTÓRICO Portaria MME 303/2004 (2)
Para Itaipu - de 2008 até 2014, o valor atualmente praticado será reduzido da diferença, em MW médios, entre o valor total do bloco hidráulico vigente e o valor obtido a partir da aplicação da metodologia publicada– 8.612 - 430 = 8.182 MWmed.
Resultado prático – Somatório das energias asseguradas do sistema (hidráulicas + térmicas) igual à carga crítica calculada pela metodologia proposta– Atende a recomendação do “Relatório Kelman” que preconizava
que a energia assegurada do sistema estava superdimensionada, retirando energia das térmicas e de Itaipu, conforme defendido pela ABRAGE naquela época.
HISTÓRICO Portaria MME 258/2008
Define metodologia de cálculo da garantia física de novos empreendimentos de geração;– Substitui o critério de convergência ( 5% de risco de déficit) pela
busca da igualdade entre o CMO e o CME; Resultado prático – Com fim do prazo de validade das
atuais energias asseguradas (2014), por coerência, deveráse buscar novamente a igualdade entre o somatório da energias assegurada com a carga crítica do sistema, agora calculada com o novo critério de convergência;– Possível primeiro recalculo da energia assegurada das usinas
“existentes”.
QUESTÕES PARA O FUTURO
A definição dos valores de energia assegurada, para o período após 2014 deverá ser definido antes da recontratação da energia existente (CCEARs 2005-2012), que deverá ocorrer antes do final de 2012;
Da mesma forma, a questão das concessões que vencerão em 2015 deverá estar resolvida antes da recontratação citada anteriormente;
Ou seja, essas três questões terão que ser resolvidas antes do final de 2012;
Como existe pressão para que a recontratação dos CCEARsocorra antes do final do prazo, a questão da definição da energia assegurada para 2015 pode ser trata já no próximo ano.
PROPOSTA DE TRABALHO
Comparação entre os valores atualmente vigentes com os resultados da metodologia antiga (5% risco de déficit) e com os da atual (CMO = CME)
Análise de sensibilidade em relação ao CME adotado;
Apresentação dos resultados individualizados por usina.– Como ficam as usinas que receberam ganhos a jusante ?
Análise de Sensibilidade CMECMO = CME = R$147 /MWh
75
100
125
150
175
200
225
250
275
-5% -4% -3% -2% -1% 0% 1% 2% 3% 4% R=5%Evolução da Carga
CM
E (
R$
/MW
h)
CMO=CME=R$ 147,00 /MWh
Risco = 5% | CMO = R$ 252,00 /MWh
D = R$ 105 /Mwh
71%
Análise de Sensibilidade - Bl HidroATUAL = 50277 MWmed CMO = CME = R$147 /MWh
47000
47500
48000
48500
49000
49500
50000
50500
51000
51500
52000
-5% -4% -3% -2% -1% 0% 1% 2% 3% 4% R=5%Evolução da Carga
Blo
co
Hid
rúli
co
(M
Wm
ed
)
BH = 49733 MWmed
BH = 51193 MWmed
D = 1459 MWmed
2.93%
Análise de Sensibilidade - Bl TermCMO = CME = R$147 /MWh
13000
13500
14000
14500
15000
15500
16000
16500
-5% -4% -3% -2% -1% 0% 1% 2% 3% 4% R=5%Evolução da Carga
Blo
co
Té
rmic
o (
MW
me
d)
BH = 14087 MWmed
BT = 15981 MWmed
D = 1895 MWmed
13.45%
F I M
Aperfeiçoamentos na Metodologia Atual de Cálculo do Preço do Mercado de Curto Prazo
Reunião GTRM 03/10/08
Introdução
Grupo de Trabalho Formação do PLD FT-1: Aperfeiçoamento da Metodologia
FT-2: Novos Paradigmas
Programa de Trabalho da FT1
1. Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança operativa na formação do PLD
2. Avaliação da implantação de medidas para redução da volatilidade do PLD
3. Reavaliação dos dados de entrada atualmente utilizados nos modelos matemáticos
Dados de Entrada do modelo Critério de Convergência
4. Avaliação da consideração do CVU da última térmica despachada por ordem de mérito como PLD
5. Outros temas julgados relevantes
Curva de Aversão a Risco
METODOLOGIA DA CAR
Custo de déficit
Penalidade de Referência
Penalidade Reduzida (processo iterativo)
Valor da água resultante
Em caso de violação da curva de aversão a risco...
Valor da água original
Curva de Aversão a Risco
Histórico Níveis da CAR - SUDESTE
NÍVEIS DA CAR NOS DECKS - SUDESTE
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
JAN
FEVMAR
ABRMAI
JUN
JUL
AGOSET O
UT
NOV
DEZJA
NFEV
MAR
ABRMAI
JUN
JUL
AGOSET O
UT
NOV
DEZ
BIÊNIO
% E
ARm
áx
2004-2005 (inserida pmo fev04) 2005-2006 (inserida desde pmo nov04)
2006-2007 (só inserida no pmo de março06) 2008-2009 (entrou em janeiro 08)
2007-2008 (não houve-ficou segundo biêncio 2006/2007)
Curva de Aversão a Risco
Histórico Níveis da CAR - SUL
NÍVEIS DA CAR NOS DECKS - SUL
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
JAN
FEVM
AR ABR MAI
JUN
JUL
AGO
SET OUT
NOV
DEZJA
NFEV
MAR
ABRM
AIJU
NJU
LAG
OSET OU
TNO
VDEZ
BIÊNIO
% E
ARm
áx
2004-2005 (inserida pmo fev04) 2005-2006 (inserida desde pmo nov04)
2006-2007 (só inserida no pmo de março06) 2008-2009 (entrou em janeiro 08)
2007-2008 (não houve-ficou segundo biêncio 2006/2007)
Curva de Aversão a Risco
Histórico Níveis da CAR - NORDESTE
NÍVEIS DA CAR NOS DECKS - NORDESTE
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
JAN
FEV
MAR
ABR MAI
JUN
JUL
AGOSET O
UT
NOV
DEZJA
NFE
VMAR
ABRMAI
JUN
JUL
AGOSET
OUT
NOV
DEZ
BIÊNIO
% E
ARm
áx
2004-2005 (inserida pmo fev04) 2005-2006 (inserida desde pmo nov04)
2006-2007 (só inserida no pmo de março06) 2008-2009 (entrou em janeiro 08)
2007-2008 (não houve-ficou segundo biêncio 2006/2007)
Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança
operativa na formação do PLD1. Não devem formar preço
Procedimento não é reprodutível a longo prazo (prazo dos contratos) – CAR recalculada todo ano
Nível meta não está implementado no NEWAVE e nem poderá ser – Comparável as decisões de hoje do CMSE, baseado em estudos do ONS
Procedimentos operativos reduzem o risco, evitando investimentos adicionais que seriam pagos pelo consumidor
Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança operativa na
formação do PLD
Proposta 1 Para despacho
CMO calculado com procedimentos operativos
Para PLD PLD calculado sem procedimentos operativos
Pagamentos dos custos adicionais da segurança Carga
Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança operativa na
formação do PLD
Proposta CCEE1. Para despacho
CMO calculado com procedimentos operativos
2. Para PLD CMO calculado com CAR e PLD = custo variável
unitário (CVU) da última térmica mais cara despachada na ordem de mérito
3. Inconsistente porque desconsidera o valor da água da simulação sem CAR – PLD fortemente dependente da expansão térmica (CVU) – A entrada de uma térmica modifica significativamente o PLD
Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança operativa na
formação do PLD
Proposta 2 Para despacho
CMO calculado com procedimentos operativos Para PLD
CMO calculado sem CAR, e CMO calculado com CAR
1. Existe despacho térmico adicional em relação a simulação sem CAR PLD = CMO com CAR, limitado ao CVU da térmica mais cara despachada
2. Não existe despacho adicional PLD = CMO sem CAR
1. Pagamentos dos custos adicionais da segurança Agentes expostos na liquidação
Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança operativa na
formação do PLD
ANEEL - Previsibilidade X Custos
1. Previsibilidade – Gerador paga2. Imprevisibilidade – Carga paga
Proposta 1 – previsível para gerador –difícil de aceita - carga paga
Proposta 2 e CCEE, imprevisível variante da CAR com alguma redução de PLD
Redução da Volatilidade
Média móvel Proposta ONS: média móvel das últimas 5
semanas (âmbito da FT2)
Consideração ou não da tendência hidrológica Simulações PMO Jan/08 Análises Preliminares FT-TH
Violação da CAR Mais volátil quando % armazenamento
próximo da CAR
Tendência Hidrológica
Análises Preliminares - ft-tendênciahidrológica Maioria dos casos: sem tendência melhor no 1º
ano (demais anos sem padrão)
Sem impacto no armazenamento
Forte correlação entre TH, GT, EA e CMO
Sem tendência: maior tempo computacional, necessárias 45 iterações (não converge) em quase todos os casos;
Não há comprovação de redução da volatilidade sem tendência;
Entrada de Dados
Configuração: sistema desequilibrado Proposta: sistema equilibrado a partir do 3
ano
Custo de Déficit
PLD Máximo
PLD Mínimo
Cálculo PLD Mínimo
Resolução ANEEL 377/2003
Baseado no Custo Variável de Itaipu em US$, incluindo O&M
Compensação Financeira
Royalties
Taxa de câmbio média do ano precedente
Valor atual: R$ 15,47/MWh
Cálculo PLD Máximo
Resolução ANEEL 682/2003
Térmica mais cara de porte significativo CVU Estrutural: PMO Novembro 2003
Alegrete: 66 MW
CVU: R$ 452,13/MWh
PLD Máximo 2004: R$ 452,00/MWh
Atualização Anual – Menor Valor entre Maior CVU (Estrutural) Térmica acima de 65MW -
PMO/Janeiro – Ano Correspondente
Atualização do valor máximo do ano A-1 pelo IGP-DI entre novembro A-2 e A-1
Cronograma das FT1
Avaliação da consideração do custo variável unitário (CVU) da última térmica despachada na ordem de mérito como PLD
Implantação de medidas para redução da volatilidade do PLD e reavaliação de premissas e dados de entrada do modelo atual
Avaliação da consideração da CAR e/ou demais mecanismos de segurança operativa na formação do PLD
Mar09
Fev09
Jan09
Dez08
Nov08
Out08
Cronograma da FT1- Aperfeiçoamentos na Metodologia de Cálculo Atual do Preço do Mercado de Curto Prazo
Cronograma da FT2
Contribuição do GTRM visando alterar o cronograma de trabalhos das FT’sEX: PLD médio associado à volatilidade da FT1
xxMitigação de poder de mercado em esquemas competitivos
Leilão para negociação de sobras e déficits
Dupla Contabilização
1FtPLD Médio
xAvaliação de esquemas competitivos adotados em
outros mercados predominantemente hidráulicos
Avaliação dos relatórios dos consultores internacionais
Desacoplamento entre despacho físico e despacho comercial
Jul09
Jun09
Mai09
Abr09
Mar09
Fev09
Jan09
Dez08
Nov08
Out08
Cronograma da FT2- Estudos de Novos Paradigmas para a Precificação do Mercado de Curto Prazo
Encaminhamento no GTRM –FT1
Mudanças no cronograma das FT´s Seguir avaliando a proposta CCEE, vista a
principio como uma boa opção, desde que respeitado o CMO da simulação sem CAR como limite mínimo do PLD. Simulações CEMIG
Numa primeira etapa deverão ser utilizados a CAR e o Procedimento operativo Procedimento Operativo como forma de
operacionalizar as decisões do CMSE – caráter não reprodutível
Encaminhamento no GTRM – FT1
Configuração: sistema desequilibrado Proposta: sistema equilibrado a partir do 3
ano –possibilidade de leilão
Custo de Déficit Desatualizado – matriz insumo produto de
1975
O mercado de energia deve pagar o preço do custo do déficit de energia na cadeia produtiva do país ? Percepção que não.
aguardar novos trabalhos .
Encaminhamento no GTRM – FT2
• Desacoplamento entre despacho físico e despacho comercial -Bid por oferta de preço.
• Estudar possibilidades com cautela• Função objetivo de cada agente - maximizar
seus ganhos X função objetivo do ONS garantia de atendimento
Garantir despacho do ONS • Previsibilidade dos preços de mercado? Talvez
piore • questão do poder de mercado precisa ser
avaliada junto com o desenvolvimento da proposta
Encaminhamento no GTRM – FT2
• Avaliação dos relatórios dos consultores internacionais –Chesf e Duke
• Avaliação de esquemas competitivos adotados em outros mercados predominantemente hidráulicos -Aguardar início CCEE
• PLD Médio – Aguardar ONS/CCEE
• Dupla Contabilização - FURNAS
• Mitigação de poder de mercado em esquemas competitivos- fundamental para oferta de preço
Encaminhamento no GTRM – FT2
• Leilão para negociação de sobras e déficits• antes da liquidação na CCEE• Energia liquidada na CCEE
• Carga sem contrato e vendedor sem lastro
• Compra – Preço patamar alto (PLD máximo)• Venda – Preço patamar baixo (PLD mínimo)
• Térmica e hidráulica comprando para atendimento ao contrato – PLD
• Avaliar com cautela – sinal de preço
RTE Energia Livre
ReuniãoABRAGE/ANEELBrasília, 26 de setembro de 20081
AGSE
Coube aos Geradores:– Pagar R$ 49,26/MWh pela Energia Livre apurada
durante o racionamento;
– Liquidar Energia Livre pelo PMAE;
– Ressarcimento de Energia Livre valorada porPMAE – R$ 49,26/MWh
– Empréstimo junto ao BNDES paraequacionamento financeiro
AGSE cont.
Ressarcimento de Energia Livre:
– Proveniente de um percentual da RTE das Distribuidoras, determinado pela ANEEL;
– Percentual %EL = $EL/($PR+$EL);
AGSE cont.
Pleito ABRADEE/APINE/ABRAGE
Consumidores Livres
Desequilíbrio entre PR e EL naoperacionalização do AGSE
Notas Técnicas da ANEEL
Notas Técnicas - ANEEL
NT 208/2007-SRE, 02 de julho de 2007
Notas Técnicas - ANEEL
NT 296/2007-SFF, 02 de julho de 2007– “Dessa forma, deverão as Distribuidoras informar,
até o dia 9 do mês subseqüente ao encerramentodo prazo de aplicação da RTE, o montante jáfaturado até aquela data e, após o recebimentodas correspondentes faturas emitidas pelasGeradoras, realizar o devido repasse em suarespectiva data de vencimento.”
Notas Técnicas - ANEEL
NT 271/2007-SRE, 09 de outubro de 2007– “104. Adicionalmente, recomenda-se a edição de
Resolução Normativa definindo metodologiaespecífica para garantir o equilíbrio entre ossaldos não amortizados de “Energia Livre” e “Perda de Receita”, mantendo a relação original entre os valores homologados desses doisativos.”
Ofício de Encerramento
Ofício Circ. 2409/2007-SFF, 14/11/2007– Perdas Saldos de EL não recebidos das Distribuidoras
que encerraram os prazos de arrecadação;– Crédito de Liquidação Duvidosa todo o montante
considerado como “prováveis perdas” dos saldos das distribuidoras cujos prazos irão se encerrar.
Montantes lançados em 31/12/2007– Perdas: CHESF R$ 185,8 milhões– Provisão: CHESF R$ 205,5 milhões– Perdas: GERADORES R$ 875 milhões (estimado)– Provisão: GERADORES R$ 970 milhões (estimado)
Perdas e Provisões
Dos montantes lançados:– Valor considerável vinculado ao desequilíbrio
ELxPR;
– Contas a Receber das Distribuidoras que não nosfoi informado;
– Conflitos não explicitados na metodologia de ajustes dos saldos
Ações Esperadas da ANEEL
Restabelecer o equilíbrio PR x EL– Percentuais para as que não concluiram a aplicação da
RTE e repasses imediatos dos desequilíbrios atuais;
– Repasses imediatos dos desequilíbrios atuais para as Distribuidoras que encerraram o prazo da RTE.
Conciliação dos saldos dos Geradores e Distribuidoras (fiscalizações)
RTE Energia Livre
ReuniãoABRAGE/ANEELBrasília, 26 de setembro de 200811
Memória da Reunião
Participantes:
Aneel: Romeu, Ricardo Santana, David Lima, Leila Carvalho e Camila Lopes
ABRAGE: Flávio, João Alberto, Lopes e Moser
Memória da Reunião
Posições da ANEEL:
– Os geradores podem ter acesso aos processosde fiscalização da ANEEL
– As perdas devem ser equilibradas entregeradores e distribuidoras
Memória da Reunião
Posições da ABRAGE:
– É importante ter as contas fiscalizadas no fechamento do prazo de RTE de cadadistribuidora
– Pelo AGSE, os geradores são agentes passivos, cabendo à ANEEL assegurar o cumprimento do acordo, o que não vem ocorrendo
Memória da Reunião
Conclusão:
– Compromisso da ANEEL de concluir as fiscalizações e equilibrar as perdas entregeradores e distribuidoras para as Demonstrações de Resultado de 2008
Conseqüências:
– Recuperação pelos geradores de cerca de R$ 500 milhões, correspondentes a 25% das perdasatuais, estimadas em R$ 2 bilhões.