O documento discute três desafios principais para a operação do sistema elétrico brasileiro: 1) A mudança na matriz energética com maior participação de fontes renováveis como eólica e solar; 2) A necessidade de expansão da transmissão para integrar grandes usinas de fontes renováveis na Amazônia; 3) Compatibilizar os cronogramas de expansão de geração e transmissão para atender a demanda de forma adequada e eficiente.

1. Desafios à Operação do Sistema
Elétrico
XIV Congresso Brasileiro de Energia
Hermes Chipp
Diretor Geral Rio de Janeiro, 25/10/2012
ONS – A energia que liga o país 1

2. Sumário
1. Características da Matriz Elétrica
2. Condições de Atendimento Energético
3. Desafios para a Operação do SIN
4. Desafios Metodológicos
ONS – A energia que liga o país 2

3. A Matriz de Energia Elétrica – 2012 a 2016
2011 2016 Crescimento 2011-2016
Tipo
MW % MW % MW %
Hidráulica 87.791 78,7 103.447 71,2 15.656 18
Nuclear 2.007 1,8 3.395 2,3 1.388 69
Gás / GNL 9.263 8,3 12.686 8,7 3.423 37
Carvão 1.765 1,6 3.205 2,2 1.440 82
Biomassa 4.999 4,5 6.811 4,7 1.812 36
Óleo /
4.451 4,0 7.657 5,3 3.206 72
Diesel
Eólica 1.342 1,1 8.176 5,6 6.834 509
Total 111.618 100 145.377 100 33.759 29
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4. Grau de Regularização SIN – PEN 2012
Plano Decenal 2020
2020
ONS – A energia que liga o país 4

5. A Expansão da Transmissão – Integração de grandes
Usinas na Amazônia
Belo Monte
11.231 MW, 2.500 km DC
Integração de usinas a fio
Complexo do Madeira d’água distantes dos centros
6.450 MW, 2.375 km de carga variando de 6.000 a
600 MW (Madeira) e de 11.000
a 1.000 MW (Belo Monte),
requerendo intercâmbio
mínimo no período seco
HVDC 500kV AC
600 kV DC
Madeira
Rio Branco
305 km
Back-to-back 2x400MW
Necessidade de expansão das
Necessidade de expansão das
interligações inter-regionais e
interligações inter-regionais e
dos grandes troncos de
dos grandes troncos de
transmissão receptores
transmissão receptores
regionais
regionais
+600 kV
500 kV
230 kV
Rio Verde
Araraquara
Araraquara 600km
ONS – A energia que liga o país N. Iguaçu (RJ)
440 kV
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6. As condições de Atendimento no Médio Prazo *
Riscos de Déficit (%)
SUBSISTEMA 2013 2014 2015 2016
Sudeste/C. Oeste
Qualquer Déficit 4,8 3,4 2,3 1,3
>1% da Carga 3,8 2,8 1,8 1,1
Sul
Qualquer Déficit 4,4 3,9 2,6 1,8
>1% da Carga 3,4 2,9 2,0 1,2
Nordeste
Qualquer Déficit 1,8 0,2 0,1 0,1
>1% da Carga 0,6 0,0 0,0 0,0
Norte
Qualquer Déficit 1,7 0,5 0,3 0,2
>1% da Carga 1,2 0,4 0,2 0,1
* Plano da Operação 2012/2016 – PEN 2012 (agosto)
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7. As condições de Atendimento no Médio Prazo *
Custos Marginais de Operação (R$/MWh)
SUBSISTEMA 2013 2014 2015 2016
Sudeste/C. Oeste
281,71 210,15 158,15 130,58
Sul
275,85 207,54 157,22 133,24
Nordeste
218,16 119,13 101,21 89,82
Norte
218,51 122,67 102,47 90,05
* Plano da Operação 2012/2016 – PEN 2012 (agosto)
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8. E se houver um maior crescimento da Carga?
Carga que o programa de obras permite atender com os critérios usuais
de garantia (riscos de déficit anuais de até 5%)
Carga média anual de energia no SIN - 2012/2016 [MWmédio]
80.000
Crescimento
6,1% a.a.
75.000
70.000
Crescimento
4,6% a.a.
65.000
W
M
m
o
d
C
é
a
g
r
]
[
i
Antecipação superior a 1 ano em média
60.000
55.000
2012 2013 2014 2015 2016
PEN 2012 - Cenário de Referência Mercado de Oferta
Sistema suportaria antecipação do mercado superior a 1 ano a partir de 2014
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9. Balanço Estático de Garantias Físicas - Sul
Plano da Operação 2012/2016 – PEN 2012 (agosto)
SUL - Oferta (MWmed) 2013 2014 2015 2016
UHE TOTAL 6.933 6.945 7.015 7.266
UTE TOTAL 1.374 1.374 1.374 1.374
PCHs, PCTs e UEEs 1.028 1.254 1.291 1.331
OFERTA TOTAL 9.335 9.573 9.680 9.971
CARGA 10.483 10.873 11.278 11.698
BALANÇO (1.148) (1.300) (1.598) (1.727)
LER (1º, 2º e 3º) 54 87 116 116
Balanço com LER (1.094) (1.213) (1.482) (1.611)
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10. Balanço Estático do Sul em Situações Críticas
PEN 2012 - Agosto
(MWmed) 2012 2013 2014 2015 2016
~
Importação
Gernão simuladas Carga 10.106 10.483 10.873 11.278 11.698
GTmax 1.417 1.535 1.511 1.511 1.511
~ GT Intercâmbio
Não simuladas
5.300
907
5.300
1082
5.300
1341
5.300
1407
5.300
1447
Carga
~ GH
ENA necessária*
% MLT
2.482
28%
2.566
29%
2.721
31%
3.060
35%
3.440
39%
* Necessária para fechar o balanço (MWmed/%MLT)
Obs.1: Pior ENA do histórico = 34% MLT.
Obs.2: Cerca de 21% MLT no período abr - junho em 2006 e 2009.
Obs.3: Considera a indisponibilidade da LT 500 kV C2 Ibiuna-Bateias (limite 7.200 MW rede completa a
partir da entrada da LT Foz – Cascavel do Oeste em dez/11)
ONS – A energia que liga o país 10

11. Constatações
1)Falta estrutural de oferta na região Sul é suprida por
importação de energia do Sudeste. Condições hidrológicas
adversas em outras regiões e/ou indisponibilidades nas
interligações inter-regionais podem limitar a capacidade de
exportação para a Região Sul
2)Aumento da exportação do Sudeste mediante expansão da
transmissão é recomendável, ainda que não equacione
completamente a questão
Deve-se avaliar leilão regional por fonte, em situações especiais
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12. Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs
SE/CO-S Estrutural 2014-2016
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13. Recursos para atendimento à ponta - Poços Existentes *
Potência disponível
Usina Subsistema
MW
Cachoeira Dourada SE/CO 105
Curua-una N 10
G.B.Munhoz S 838
Ilha Solteira Eqv. SE/CO 485
Itaparica NE 1000
Jaguara SE/CO 213
Porto Primavera SE/CO 440
Rosana SE/CO 89
São Simão SE/CO 1075
Salto Santiago S 710
Taquaruçu SE/CO 105
Três Marias SE/CO 123
Total usinas com repotenciação 5193
OBS: As máquinas adicionais de Três Irmãos são representadas na usina Ilha Solteira Equivalente
(*) Fonte: ABRAGE
ONS – A energia que liga o país 13

14. Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs
SE/CO-S Análise Adicional com Poços* (2015/2016)
(*) foi considerado um recurso adicional de 2.100 MW em 2015, que evolui a 4.200 MW a partir de 2016, sendo esta
geração hidráulica considerada como abatimento da demanda a ser atendida
ONS – A energia que liga o país 14

15. Questões Relacionadas à Geração
1. Proposta para aperfeiçoamento dos leilões de energia A-3,
LFA e LER
2. Integração das usinas Eólicas
ONS – A energia que liga o país 15

16. Leilões de Energia (A-3, LFA e LER)
Proposta para aperfeiçoamento do processo
1. Analisar a possibilidade de adoção do modelo de leilões
com a capacidade instalada a ser contratada
previamente definida, levando em conta inclusive as
eventuais folgas no sistema de transmissão existente
• Possibilidade de estabelecer a expansão necessária do sistema de
transmissão, direcionada para o mínimo custo global
• Possibilidade de definir com maior precisão a tarifa de uso do sistema de
trasmissão para cada ponto de conexão
• Permite estimar previamente o custo das instalações de conexão com
repercurssões positivas em termos do preço da energia a ser ofertada
• Permite implantar as ampliações e reforços do sistema de transmissão
em prazo compatível com a entrada em operação da geração vencedora
no leilão
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17. Integração de usinas
2. Integração da geração eólica – aspectos sendo estudados
pelo ONS com apoio de Consultores e Universidades
• Previsão de vento e dimensionamento quali-quantitativo da
reserva de potência
• Localização das usinas em pontos onde a rede elétrica é
fraca (baixa potência de curto circuito)  necessidade de
implantação de reforços
• Comportamento dinâmico das unidades geradoras eólicas –
em situações de perturbações no sistema elétrico
• Necessidade de reserva adicional de potência nas
usinas hidrelétricas
ONS – A energia que liga o país 17

18. Questões Relacionadas à Transmissão
1. Compatibilização entre os cronogramas de geração e
transmissão nos leilões de energia
A-3, LFA e LER
2. Integração das usinas da Amazônia e Eólicas
ONS – A energia que liga o país 18

19. Compatibilização entre os cronogramas de geração e
transmissão nos leilões de energia A-3, LFA e LER
1. Agilização da implantação dos empreendimentos de
transmissão
Criação de GT pelo MME visando à introdução de melhorias no
processo
Constituição pelo ONS de grupos de trabalho no âmbito dos estados
envolvendo ONS/ANEEL/EPE/Empresas Transmissoras e
Distribuidoras com participação das Secretarias de Energia em
articulação com os Órgãos Ambientais Estaduais
ONS – A energia que liga o país 19

20. Integração de usinas
2. Integração das usinas da Amazônia e das Eólicas
 Avaliação dos impactos decorrentes das intermitências
relacionadas à operação em regime normal de grandes
montantes de geração eólica regionalizada
 Necessidade de recursos extras de controle rápido de tensão
nas grandes interligações
 Necessidades de recursos de controle o suficiente para
possibilitar troca de grandes montantes de geração com mínimo
impacto na frequência e tensões da rede
 Avaliação dos impactos decorrentes de contingências na rede,
especialmente nas interligações, buscando evitar sua
propagação
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21. Questões Metodológicas
Modelos Energéticos
ONS – A energia que liga o país 21

22. Aperfeiçoamento do Processo de Previsão Climática
 Dificuldades de previsão, em função da incerteza nas variáveis
tempo, clima e precipitação, com implicações para o
estabelecimento da política energética, mesmo no horizonte
de curto prazo (10 dias)
 A previsão de vazões já leva em conta alguns desses aspectos
 Objetivo  aperfeiçoar o processo de previsão, levando em
conta a previsão de clima na previsão de vazões
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23. Uso do modelo NEWAVE
1. Amostragem: distribui os cenários backward de forma equilibrada,
obtendo, com poucos cenários e razoável tempo computacional, uma
solução estável. Em uso desde outubro de 2010
2. Reamostragem: com a FCF sendo calculada em uma quantidade maior
de estados, a tendência é torná-la mais próxima de uma função contínua.
Em desenvolvimento pelo CEPEL, previsão de conclusão até 2013
3. Aversão a risco com CV@R: as decisões a serem tomadas pelos
modelos NEWAVE e DECOMP, com CV@R, terão um caráter mais
conservador, protegendo o SIN contra situações críticas (combinação
linear do valor esperado com séries críticas). Em desenvolvimento pelo
CEPEL, com previsão de conclusão em 2013
4. Volatilidade: Objetivo de estudar as causas da volatilidade do
CMO/PLD, e propor alternativas para sua mitigação. Decidiu-se pela
busca de soluções mais estruturadas, como reamostragem e abertura de
cenários a partir da segunda semana no DECOMP (em desenvolvimento)
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24. FIM
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