ONS ENASE 2013

Hermes Chipp
Diretor Geral
10º ENASE
1
Rio de Janeiro, 21 de maio de 2013
Desafios e Cenários da
Operação
10º ENASE

Sumário
1. Programa Mensal de Operação de
2. Avaliação Energética de Curto Prazo
3. Avaliação Energética de Médio Prazo
2. Avaliação Energética de Curto Prazo
3. Avaliação Energética de Médio Prazo
2
de Maio/2013
Prazo – 2013
Prazo – 2013 / 2017
de Maio/2013
Prazo – 2013
Prazo – 2013 / 2017

3
Mensal de Operação de
Maio/2013

Atendimento Ano 2012
MWmed % med. MWmed % med.
Jan-Abr 47.992 91 5.193 72
Mai-Dez 23.982 95 7.622 76
Jan-Abr 50.619 96 9.140 127
Sudeste Sul
2012
Sudeste Sul
2013
JAN FEV MAR ABR MAI JUN
MWmed 73.413 49.452 37.028 32.208 29.785 38.533
%MLT 132 84 68 78 100 153
MWmed 6.686 5.473 3.886 3.731 5.478 14.020
%MLT 99 70 60 60 66 149
MWmed 17.407 15.470 6.576 6.397 3.627 3.257
%MLT 122 103 44 53 49
MWmed 11.469 14.212 13.464 9.317 5.356 3.136
%MLT 138 126 102 70 57
SE/CO
S
NE
N
ENAs mensais inferiores a 75 %MLT
Energias Naturais Afluentes – ENAs
4
11.462 81 13.558 104
3.373 64 2.654 69
7.048 50 11.067 85
Nordeste Norte
2012
Nordeste Norte
2013
JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
38.533 26.142 17.402 14.742 15.003 23.087 27.576
153 125 99 84 71 85 67
14.020 9.762 7.874 5.026 7.570 4.877 4.633
149 95 82 42 58 52 63
3.257 2.563 2.042 1.814 1.443 4.442 6.822
67 64 58 58 42 79 66
3.136 1.968 1.274 1.125 1.134 2.333 4.906
69 73 66 73 64 80 86

Atendimento Ano 2012
Fornecimento SE/CO - 2012
60,7
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
dez
EnergiaArmazenada(%EARmax)
Evolução do Armazenamento
Desestoque de cerca de
18 %EARmáx
2.919
MWmed
5
60,7
76,1
31,9
28,8
dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Evolução do Armazenamento – SE/CO

A partir do dia 15 de abril, somente as bacias dos rios Tocantins, São Francisco e Parnaíba apresentaram
precipitação, porém de baixa intensidade e de forma isolada.
Condições Meteorológicas e Climáticas
No início do mês de maio as frentes frias ficaram
concentradas na região Sul do Brasil,
ocasionando precipitação nas bacias deste
subsistema, na bacia do rio Paranapanema e no
trecho da bacia do rio Paraná próximo a UHE
Itaipu.
A perspectiva é de que nos próximos dias a
atuação de duas frentes frias ocasione chuva
moderada nas bacias do subsistema Sul e chuva
fraca nas bacias do subsistema SE/CO.
As previsões climáticas indicam para o próximo
trimestre uma maior probabilidade de
precipitação variando entre a média e abaixo da
média nas bacias das regiões Sul e Norte e
próxima da média nas demais bacias do SIN.
6
A partir do dia 15 de abril, somente as bacias dos rios Tocantins, São Francisco e Parnaíba apresentaram
precipitação, porém de baixa intensidade e de forma isolada.
Condições Meteorológicas e Climáticas
Imagem de satélite do dia 17 de maio às 10:00 h

Condições Meteorológicas e Previsão Climática
Março
(mm)
Bacia
Total
Observado
Média
Observado
São
Francisco
Três Marias 159 148
Sobradinho 118 121
Tocantins 257 252
Grande 186 170
Paranaíba 185 182
Paranapanema 165 123
Tietê 148 164
Iguaçu 225 121
Uruguai 205 134
Jacuí 159 128
7
Condições Meteorológicas e Previsão Climática
Abril
(mm)
Maio
(mm)
Total
Observado
Média
Total
Observ.
(até
20/05)
Previsto
até 30/05
Média
97 68 0 10 33
76 73 0 5 24
122 160 25 5 53
71 78 0 15 54
108 97 0 15 40
202 92 6 25 104
84 75 0 20 58
76 115 108 20 155
92 142 76 30 145
109 97 89 25 113

Condições Hidroenergéticas – Rev. 3 PMO Maio/13
ENAs Verificadas – Fevereiro/13 a Abril/13
ENAs Previstas Maio/13
Fevereiro Março
MWmed % MLT MWmed % MLT
SE/CO 56.135 95 48.939 89
SUL 6.999 84 12.889 187
NORDESTE 10.550 71 5.159 34
NORTE 11.871 92 11.701 78
Maio
MWmed
28.482
4.707
4.385
9.943
Maio - Situação Até 19/mai
ENA
(%MLT)
%EARmáx
(19/05/2013)
SE/CO 96 62,2
SUL 50 54,3
NORDESTE 68 49,1
NORTE 115 95,9
8
Rev. 3 PMO Maio/13
Fevereiro/13 a Abril/13
Previstas Maio/13 – Base Mensal
Abril
% MLT MWmed % MLT
89 51.149 123
187 7.676 118
34 7.999 66
78 14.010 95
%EARmáx
(30/04/13)
62,5
60,3
48,5
96,1
Maio
% MLT
95
55
59
105
%EARmáx
(31/05/13)
PMO
62,3
55,9
47,8
96,5
GT Ordem
Mérito
(MWmed)
5.525
1.892
2.032
1.032
10.427
GT Garantia
Energética
(MWmed)
1.433
153
2.037
318
3.941

2. Avaliação Energética de Curto
9
Avaliação Energética de Curto
Prazo – Ano 2013

Neste estudo de semelhanças climáticas foram considerados os
períodos úmidos sem atuação de nenhum fenômeno do tipo El
Niño ou La Niña e o Atlântico Sul Neutro.
Em um segunda etapa, foram considerados somente os anos em
que as ENAs do subsistema SE/CO ficaram próximas das
observadas no verão 2012/2013.
A escolha dos anos semelhantes foi baseada também nas
previsões climáticas, ficando então os biênios de 1993/1994 e
2003/2004 como os mais semelhantes ao de 2012/2013. Então, o
cenário 1994/2004 simulado foi formado considerando
envoltória inferior a partir das ENAs
subsistemas no período de maio a novembro.
Análise de Semelhança Climática
10
Neste estudo de semelhanças climáticas foram considerados os
períodos úmidos sem atuação de nenhum fenômeno do tipo El
e o Atlântico Sul Neutro.
Em um segunda etapa, foram considerados somente os anos em
do subsistema SE/CO ficaram próximas das
A escolha dos anos semelhantes foi baseada também nas
previsões climáticas, ficando então os biênios de 1993/1994 e
2003/2004 como os mais semelhantes ao de 2012/2013. Então, o
cenário 1994/2004 simulado foi formado considerando-se uma
ENAs mensais verificadas nos
subsistemas no período de maio a novembro.

11
Cenário 1994/2004

12
Cenário 1994/2004

Avaliação Prospectiva Período Mai
Premissas
Armazenamentos Iniciais
(Verificado 30/Abril)
SE/CO SUL NE NORTE
62,5 60,3 48,6 96,1
%EARmáx
Energias Naturais Afluentes (%MLT)
Valor Esperado
Cenario 1994/2004
Intercâmbios (MWmed)
MAI JUN JUL AGO
Valor Esperado 2.100 1.000 500 600
Cenario 1994/2004 2.300 1.500 800 600
Fluxo N/NE --> SE/CO
MAI JUN JUL AGO
Valor Esperado 0 0 1.000 2.000
Cenario 1994/2004 0 0 500 500
Fluxo Sul --> SE/CO (MWmed)
13
Avaliação Prospectiva Período Mai-Nov/2013
Energias Naturais Afluentes (%MLT)
SE/CO SUL NE NORTE
Valor Esperado 104 90 78 105
Cenario 1994/2004 99 85 85 92
ENAMAI - NOV(% MLT)
Cenário
SET OUT NOV Média
1.300 1.200 1.400 1.157
1.400 1.200 1.300 1.300
Fluxo N/NE --> SE/CO
SET OUT NOV Média
2.000 2.000 2.000 1.286
500 1.000 1.000 500
Fluxo Sul --> SE/CO (MWmed)

Premissas
Carga (MWmed)
abril maio junho julho
SE/CO 39.138 38.411 38.181 38.281 38.886
S 10.305 10.482 10.483 10.398 10.394
NE 9.822 9.659 9.000 9.024
N 4.224 4.290 4.280 4.248
SIN 63.489 62.842 61.944 61.951 62.789
Mai Jun Jul Ago
10.510 11.721 11.996 11.774 12.300
GT (MWmed)
Disponibilidade de Geração Térmica (MWmed):
Mai Jun Jul Ago
12.600 14.020 14.135 14.073 13.714
GT (MWmed)
Despacho GT1A
Despacho Pleno
14
agosto setembro outubro novembro MEDIA
38.886 39.054 39.247 38.784 38.748
10.394 10.296 10.360 10.492 10.401
9.215 9.483 9.713 9.775 9.461
4.294 5.235 5.384 5.432 4.673
62.789 64.068 64.704 64.483 63.284
Set Out Nov MEDIA
12.300 12.636 12.943 11.983
Set Out Nov MEDIA
13.714 14.559 14.085 13.848
Fator de 90% para
definição da
disponibilidade
Fator de 85% para
definição da
disponibilidade

Expansão Hidráulica
Premissas
APROVEITAMENTO REGIÃO UNIDADE POTÊNCIA(MW)
SAO DOMINGOS SE 2/2 24
SIMPLICIO SE 1 a 3/3 102
BATALHA SE 1/2 26
BATALHA SE 2/2 26
JIRAU SE 1/50 75
JIRAU SE 2/50 75
JIRAU SE 3 e 4/50 75
JIRAU SE 5 a 7/50 75
JIRAU SE 8 e 9/50 75
STO ANTONIO SE 15 e 16/44 73
STO ANTONIO SE 19 a 22/44 73
STO ANTONIO SE 25/44 73
2.003
BALBINA N 1 a 5/5 50
COARACY NUNES N 1 a 3/3 24
322Total NORTE
01/out/13
Total SE/CO
01/jul/13
01/ago/13
01/nov/13
01/nov/13
01/jun/13
01/out/13
01/mai/13
01/mai/13
01/jun/13
01/ago/13
01/jul/13
01/ago/13
01/set/13
01/out/13
01/set/13
DATA
01/jul/13
15
POTÊNCIA(MW)
24
102
26
26
75
75
75
75
75
73
73
73
73
73
70
2.003
50
24
322
Geração hidráulica simulada
S.ANTONIO JIRAU
MAIO 1.128 0 1.128 420
JUNHO 1.275 0 1.275 420
JULHO 1.560 75 1.635 420
AGOSTO 1.707 150 1.857 700
SETEMBRO 1.707 300 2.007 1.575
OUTUBRO 1.780 525 2.305 1.575
NOVEMBRO 1.920 675 2.595 1.575
MEDIA 1.734 343 2.077 1.164
EXPANSÃOCAPAC.(MW) LIMITE
TRANSFERÊNCIA
TOTAL

Expansão Térmica
Premissas
Expansão Térmica
USINA COMB. UG
POTÊNCIA
(MW)
MAIO JUNHO
P. PECEM I CARVÃO 1 360
P. PECEM I CARVÃO 2 360
ITAQUI CARVÃO 1 360
SUAPE ÓLEO 1 381,2
MARANHÃO IV GÁS 1 168,8
MARANHÃO IV GÁS 2 168,8
MARANHÃO V GÁS 1 168,8
MARANHÃO V GÁS 2 168,8
PECEM II GÁS 1 360
MARANHÃO III GÁS 1 168,8
MARANHÃO III GÁS 2 168,8
1.776 2.136DISPONIBILIDADE (MW)
16
JUNHO JULHO AGOSTO SETEMBRO OUTUBRO NOVEMBRO
2.136 2.496 2.496 2.496 2.834 2.834

Resultados – Armazenamentos (%EARmáx
Despacho GT  GT1A
ABR MAI JUN JUL
Valor Esperado 62,7 62,1 58,7
Cenário 1994/2004 64,0 63,6 60,2
SUDESTE/CENTRO-OESTE
62,5
ABR MAI JUN JUL
Cenário 1994/2004 52,5 52,6 51,4
48,6
Despacho GT  Pleno
ABR MAI JUN JUL
Cenário 1994/2004 64,9 65,4 62,9
62,5
ABR MAI JUN JUL
Cenário 1994/2004 52,7 53,0 52,0
48,6
17
EARmáx)
JUL AGO SET OUT NOV N.M.
58,7 53,2 48,1 44,7 45,3
60,2 53,7 46,2 39,0 36,7
47
44,2 41,5 38,1 35,4 34,5
51,4 48,2 44,1 39,4 37,0
NORDESTE
35
61,4 56,8 52,6 50,2 51,8
62,9 57,3 50,7 44,5 43,2
47
44,8 42,3 39,1 36,9 36,5
52,0 49,0 45,1 40,9 39,0
NORDESTE
35

Tendo em vista as condições previstas, o CMSE decidiu, em 08/05/2013,
pelo desligamento das UTEs Termomanaus
MW), Xavantes (53,7 MW) e Potiguar (43 MW).
Consequências imediatas:
1) Redução do custo mensal de operação
2) Redução mensal aproximada de ESS
Conclusão
18
Tendo em vista as condições previstas, o CMSE decidiu, em 08/05/2013,
Termomanaus (142,6 MW), Pauferro (94
MW), Xavantes (53,7 MW) e Potiguar (43 MW).
Redução do custo mensal de operação  R$ 260 milhões
Redução mensal aproximada de ESS  R$ 90 milhões

Aperfeiçoamento Metodológico dos Mecanismos de
Aversão a Risco
 Hoje os modelos matemáticos utilizam uma Curva de Aversão a Risco
anos internamente aos modelos
 Está em desenvolvimento metodologia para representação de Mecanismos de
Aversão a Riscos nos Modelos – alternativas metodológicas:
SAR – Superfície de Aversão a Risco
CVAR – Conditional Value at Risk
 A CPAMP – Comissão Permanente para Aperfeiçoamento de Metodologias e
Programas Computacionais, coordenada pelo MME, deverá avaliar a
metodologia mais adequada e, após validação, será incorporada aos modelos a
partir de ago/2013
 Com isso, o PLD – Preço de Liquidação de Diferenças incorporará parcela que
hoje é alocada a Encargos de Serviço do Sistema
 A partir deste momento, a utilização dos POCP
Curto Prazo – pelo ONS se dará apenas em situações excepcionais
19
Aperfeiçoamento Metodológico dos Mecanismos de
Hoje os modelos matemáticos utilizam uma Curva de Aversão a Risco – CAR de 5
Está em desenvolvimento metodologia para representação de Mecanismos de
alternativas metodológicas:
Comissão Permanente para Aperfeiçoamento de Metodologias e
Programas Computacionais, coordenada pelo MME, deverá avaliar a
metodologia mais adequada e, após validação, será incorporada aos modelos a
Preço de Liquidação de Diferenças incorporará parcela que
hoje é alocada a Encargos de Serviço do Sistema – ESS
A partir deste momento, a utilização dos POCP – Procedimentos Operativos de
pelo ONS se dará apenas em situações excepcionais

3. Avaliação Energética de Médio
Prazo
20
Avaliação Energética de Médio
Prazo – 2013 / 2017

Projeção de Carga de Energia – SIN
Ano SE/CO Sul NE
2013 38.740 10.612 9.402
2014 40.438 11.000 9.816
2015 42.075 11.404 10.223
2016 43.645 11.823 10.666
2017 45.394 12.268 11.180
Crescimento Médio de 2013 a 2017:
21
SIN
Norte SIN Cresc.
(MWmed)
Cresc.
(%)
4.935 63.688 3.080 5,1
5.727 66.982 3.294 5,2
6.044 69.747 2.765 4,1
6.212 72.345 2.599 3,7
6.407 75.248 2.903 4,0
Crescimento Médio de 2013 a 2017: 4,3

Matriz Elétrica Brasileira 2013 – 2017
Participação por Fonte (MW e %)
TIPO 31/12/2012
MW %
HIDRÁULICA(1) 89.521 77,9
NUCLEAR 1.990 1,7
GÁS/GNL 9.808 8,5
CARVÃO 2.125 1,9
BIOMASSA(2) 4.948 4,3
OUTROS(3) 749 0,7
ÓLEO 4.048 3,5
EÓLICA 1.762 1,5
TOTAL 114.951 100,0
(1) Considera a participação da UHE Itaipu e PCHs
(2) Inclui PCTs
(3) A parcela “Outros” se refere a outras usinas térmicas com CVU
Referência: PMO Maio/13
22
2017
31/12/2017
CRESCIMENTO
2013-2017
MW % MW %
107.495 73,3 17.974 20,1
3.395 2,3 1.405 70,6
12.706 8,7 2.898 29,5
3.205 2,2 1.080 50,8
5.875 4,0 927 18,7
749 0,5 0 0,0
4.672 3,2 624 15,4
8.477 5,8 6.715 381,1
146.574 100,0 31.623 27,5
CVU

Características do Parque Hidráulico
Redução gradativa da regularização plurianual
 Novos projetos não possuem reservatórios
 Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos
projetos hidrelétricos (região da Amazônia)
 Perda da capacidade de regularização plurianual
0
1
2
3
4
5
6
7
Categoria 1
2001
2005
2009
2013
2001 2005 2009 2013
RELAÇÃO EN.ARMAZENADA / CARGA
6,2
5,7 5,4
4,7
23
Hidráulico
Plano Decenal
2021
2021
3,35
reservatórios
Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos
projetos hidrelétricos (região da Amazônia)
plurianual
Produção hidrelétrica se torna
cada vez mais dependente das
afluências, que resultam das
chuvas
Necessidade de contratação
de expansão termelétrica para
garantir o atendimento de
energia e ponta
Necessidade de alterar perfil
da Matriz Elétrica

Balanço de Garantia Física – SIN 1
OFERTA PEN 2013-
MWmed)
2013 2014
UHE TOTAL 42.191 45.784
UTE TOTAL 14.233 15.296
PCHs, PCTs e UEEs 4.410 5.145
IMPORTAÇÃO DE ENERGIA 3.469 3.407
OFERTA TOTAL 64.303 69.632
CARGA 63.350 67.192
BALANÇO 953 2.440
LER (1º,2º,3ºe4º) 754 1.424
BALANÇO COM LER 1.707 3.864
1 Os balanços aqui apresentados não levam em conta a oferta de energia que deverá ser acrescentada a
leilões A-3 e de Reserva
24
2014 2015 2016 2017
45.784 47.251 49.166 52.282
15.296 15.545 15.545 15.646
5.145 5.887 6.330 6.491
3.407 3.338 3.263 3.180
69.632 72.021 74.304 77.599
67.192 70.037 72.650 75.565
2.440 1.984 1.654 2.034
1.424 1.874 1.899 1.899
3.864 3.858 3.553 3.933
1 Os balanços aqui apresentados não levam em conta a oferta de energia que deverá ser acrescentada ao SIN até 2017, proveniente de

Balanço de Garantia Física – SUL
OFERTA PEN 2013-
MWmed)
2013 2014
UHE TOTAL 6.961 6.971
UTE TOTAL 1.739 1.293
PCHs, PCTs e UEEs 982 1.138
OFERTA TOTAL 9.682 9.402
CARGA 10.627 11.019
BALANÇO (945) (1.617)
LER (1º,2º,3ºe4º) 52
BALANÇO COM LER (893) (1.531)
25
2014 2015 2016 2017
6.971 7.041 7.119 7.247
1.293 1.293 1.293 1.293
1.138 1.279 1.319 1.330
9.402 9.613 9.731 9.870
11.019 11.423 11.845 12.288
(1.617) (1.810) (2.114) (2.418)
86 115 115 115
(1.531) (1.695) (1.999) (2.303)

~~
~~
~~Carga
GH
Gernão simuladas
GT
Em situações especiais,
indisponibilidade
transmissão, concomitante com afluências
críticas na Região Sul,
realização de leilão regional por tipo de fonte
Importação
Exemplo: Balanço do Sul em situações especiais
26
Em situações especiais, a ocorrência de
indisponibilidade de elementos de
transmissão, concomitante com afluências
críticas na Região Sul, indica a necessidade de
realização de leilão regional por tipo de fonte.
Exemplo: Balanço do Sul em situações especiais

Riscos de Déficit Preliminares 2013
Riscos de Déficit (%)
SUBSISTEMA 2014
Sudeste/Centro-Oeste
Qualquer Déficit 3,8
>1% da Carga 3,2
Sul
>1% da Carga 3,1
Nordeste
>1% da Carga 0,1
Norte
>1% da Carga 0,6
27
Riscos de Déficit Preliminares 2013 – 2017
2015 2016 2017
3,1 2,8 4,2
2,5 2,3 3,7
3,0 3,2 3,6
2,3 2,2 3,1
0,5 0,5 0,9
0,2 0,1 0,3
0,6 0,4 0,4
0,5 0,1 0,3

Custos Marginais de Operação Preliminares 2014
Custos Marginais (R$/MWh)
SUBSISTEMA 2014
Sudeste/Centro-Oeste
285,74
Sul
281,46
Nordeste
183,54
Norte
183,42
28
Custos Marginais de Operação Preliminares 2014 – 2017
2015 2016 2017
285,74 239,59 231,44 220,83
281,46 237,45 230,83 220,74
183,54 149,13 143,87 118,74
183,42 149,58 143,37 111,46

Aperfeiçoamento Recente – Leilões de Reserva de Eólicas
(Portaria MME 132/2013)
O Leilão será realizado em duas fases subsequentes:
I - primeira fase, com classificação por ordem de preço
capacidade de escoamento da Rede Básica e de fronteira
instalação para conexão dos empreendimentos de geração ao sistema de
transmissão; e
II - segunda fase, com negociação da energia proveniente das usinas
associadas aos lances vencedores da primeira fase de que trata o inciso I.
29
Leilões de Reserva de Eólicas
subsequentes:
primeira fase, com classificação por ordem de preço considerando a
capacidade de escoamento da Rede Básica e de fronteira e de cada
instalação para conexão dos empreendimentos de geração ao sistema de
segunda fase, com negociação da energia proveniente das usinas
associadas aos lances vencedores da primeira fase de que trata o inciso I.

ONS ENASE 2013

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

Destacado

Destacado (20)

Similar a ONS ENASE 2013

Similar a ONS ENASE 2013 (16)

ONS ENASE 2013