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

3

1. O ONS e a Operação do SIN

4

A Estrutura Institucional do SEB

5

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.

6

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

7

A Missão do ONS

Operar o Sistema Interligado Nacional de forma integrada, com transparência, eqüidade e neutralidade, de modo a

garantir a segurança, a continuidade e a economicidade do suprimento de

energia elétrica no país.

8

Área de Atuação do ONS

• 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

9

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

10

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

11

2. Desafios da Integração do SIN

12

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

14

Evolução da Oferta do SIN – Acréscimo Anual (MW)

Tipo 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Hidráulica 85 614 2.105 1.490 6 4.300

Térmica 1.029 2.179 2.336 160 1.476 7.180

Nuclear 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

16

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.

18

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

19

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

qq

>=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

26

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%

37

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

39

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

40

Integração Internacional

Aplicação da proposta que consiste em oferta de energia em volume e preço na fronteira pode ser prontamente efetivada respeitando-se o arcabouço regulatório vigente em cada país, permitindo que as partes decidam pelas condições de oferta que julgarem mais adequadas

Considerando as características do sistema brasileiro, predominância hidroelétrica e capacidade de regularização, os ganhos econômicos decorrentes da comercialização dos intercâmbios deverão ser atribuídos segundo critérios baseados em regulamentação econômica a ser definida pelo órgão regulador

41

3. Procedimentos para Aumento da Segurança Operativa

42

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

46

Verde

Indicadores de Segurança

1º e 2º ano 2º ao 5º ano

Indicadores de Segurança

Amarelo Vermelho

47

Curvas de Segurança de Referência

Curva Crítica de Operação (CCO) – Principais Características:

Periodicidade anual

Afluências Críticas do histórico

Flexibilização dos critérios de segurança elétrica para as interligações

Flexibilização de restrições de uso múltiplo da água e restrições ambientais

Restrição de armazenamento mínimo ao final do período seco para controle da operação

Risco de cruzamento da CAR é inferior a x%

O risco de cruzamento da 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

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