COOMEX – ÚNICA – COGEN
Integração da Bioeletricidade
na Matriz Energética
Oportunidade de Oferta
e Cenários para 2010 a 2013
São Paulo, 22 de outubro de 2009
Hermes Chipp
1
Sumário
1. Características da Oferta
-
Metodologia de Expansão da Oferta
Características do Parque Hidráulico
Características do Parque Térmico - Geral
Características do Parque Térmico - Biomassa
2. Estratégia de Operação para Assegurar o Atendimento
3. Processo de Integração da Biomassa ao SIN
- Providências / Estudos
- Dificuldades Encontradas para Viabilização das ICG
4. Proposta para Reflexão
2
Metodologia para a Expansão da Oferta
Critério de Garantia do Atendimento:
Resolução do Conselho Nacional de Política Energética No 01/2004:
“ O risco de insuficiência de oferta de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional – SIN não poderá exceder 5% em cada um dos subsistemas que o
compõem.”
Ações para Garantia do Atendimento:
Ação de Longo / Médio Prazo:
• Leilões de Energia Nova – LEN com antecedência de 3 e de 5 anos
• Leilões específicos para Fontes Alternativas de Energia – LER (Eólicas e
Biomassa)
Ação de Curto Prazo:
• Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP
3
Contratação em dois Ambientes
A totalidade do mercado deve estar 100% contratada
Preços dos
Contratos
Livremente
negociados
Preços dos
Contratos
resultados de
leilões
LEN A - 5
LEN A - 3
Leilões específicos de
fontes alternativas:
Eólicas e Biomassa
Definem as características da Oferta
4
Características da Oferta – 2009 e 2013
2009
Hidráulica
Crescimento
81.763
78,5%
88.642
69,9%
Nuclear
2.007
1,9%
2.007
1,6%
Gas/GNL
9.070
8,7%
11.441
9,0%
2.371
Carvão
1.415
1,4%
3.185
2,5%
1.770 125,1%
Biomassa
1.441
1,4%
3.543
2,8%
2.102
145,9%
Óleo
2.821
2,7%
11.254
8,9%
8.433
298,9%
709
0,7%
827
0,7%
118
16,6%
4.877
4,7%
5.826
4,6%
949
19,5%
22.622
21,7%
Eólica
Outras PCH/PCT
Total
5
2013
104.103
100,0%
126.725
100,0%
6.879
-
8,4%
0,0%
26,1%
Bioeletricidade Comercializada - Leilões 2005 a 2008 e Mercado Livre
Fonte : COGEN
4.000
MW instalado e comercializado
(Acumulado)
3.733
3.619
3.619
2.385
2.385
2.385
542
542
542
542
270
188
270
234
188
270
234
188
270
234
188
270
234
188
270
234
188
270
2005
LEN A-3 E A5
2006
LEN A-3
2006
LEN A-5
2007
LFA
2008
LER
2008
LEN A -3
2008
LEN A-5
114
3.500
3.000
Potencial para 2015 : 14.000 MW
Fonte: COGEN
2.500
2.000
1.500
1.234
1.000
692
500
-
6
458
270
Características da Oferta – 2009 e 2013
2009
Hidráulica
81.763
Nuclear
78,5%
88.642
Crescimento
69,9%
2.007
6.879
Gas/GNL
2.371
Carvão
1.415
1,4%
3.185
2,5%
1.770 125,1%
Biomassa
1.441
1,4%
3.543
2,8%
2.102
145,9%
Óleo
2.821
2,7%
11.254
8,9%
8.433
298,9%
709
Com 0,7%
CVU elevado 827
0,7%
118
16,6%
4,6%
949
19,5%
22.622
17,9%
Outras PCH/PCT
Total
4.877
104.103
4,7%
100,0%
5.826
126.725
100,0%
-
8,4%
1,9%
1,6%
Com pouca2.007
ou nenhuma
capacidade de regularização
9.070 8,7%
11.441 9,0%
Eólica
7
2013
0,0%
26,1%
Características do Parque Hidráulico
Geração
Hidráulica
(Recurso
Imprevisível)
8
Dificuldades para licenciamento ambiental
- Escassez de novos projetos
Novas usinas com pequenos reservatórios
- Redução gradativa da regularização plurianual
Características do Parque Térmico
Geração
Térmica
(Recurso
Previsível)
GT Inflexível
GT Flexível
CVU baixo
• Normalmente despachadas
• Aumentam EAR
9
• Independem do CVU
• Reduzem CMO
• Aumentam a segurança
CVU elevado  predominante nos
últimos leilões
• Despachadas somente a partir da
caracterização de condições
hidrológicas adversas
• Reduzem EAR
Características do Parque Térmico
2009
Geração Térmica
MW
EAR % (SIN)
MW
EAR % (SIN)
5.141
20%
6.754
25%
Nuclear / Gás / Carvão
3.760
16%
3.760
16%
Biomassa
1.381
4%
2.994
9%
CVU de 0 a 100 R$/MWh
Gás
Carvão
1.189
1.189
-
Inflexível
Flexível
2013
CVU > 100 R$/MWh 10.424 *
1.487
1.137
350
23.190 *
Total 16.754
31.431
•GT despachada somente a partir da caracterização de condições hidrológicas
adversas
Comentário: Leilões recentes limitam o CVU em R$200/MWh
10
Características do Parque Térmico – Biomassa
• Geração inflexível  Disponível com CVU =0
• Previsibilidade  Produção integrada ao processamento da cana
• Projetos de pequeno/médio porte  Implantação em menor prazo
• Proximidade centros de carga  Menor custo conexão
• Licenciamento ambiental  Prazo, custo e menor complexidade na
aprovação
• Redutor CO2  Fonte limpa - reduz intensidade CO2 na matriz energética
• Complementaridade energética  Período seco do SE/CO coincide
com a safra – geração biomassa
Contribui para o aumento dos níveis dos reservatórios
Aumenta a margem de segurança do SIN
11
Complementaridade Energética
60.000
ENA Sudeste/Centro-Oeste
Geração em períodos de natural elevação do CMO
50.000
Período da Safra
40.000
Média anual: 32.874 MW
30.000
20.000
10.000
0
51,0% da afl. anual
53.692 56.375 52.200 39.041 28.530 24.385 20.312 17.021 17.075 20.385 26.107 39.361
Jan
12
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
Estratégia de Operação para Assegurar o Atendimento
Estoque de Segurança ao final do período seco de cada ano
- Nível Meta, buscando garantir o atendimento no segundo
ano mesmo na ocorrência de afluências críticas no período
dez/1º ano – abr/2º ano - critério de segurança definido pelo
CMSE.
13
Estratégia de Operação para Assegurar o Atendimento
Custo de
operação
(R$)
Grau de
proteção
selecionado
14
Proteção adicional pela
aplicação dos
Procedimentos Operativos
Cenários protegidos
pelo Valor Esperado
Cenários protegidos pelos
Procedimentos Operativos
Valor esperado do
Custo de Operação
considerando todos
os cenários
Cenários
hidrológicos
Expansão do Parque Térmico – Benefícios para a Segurança
 Com a expansão do parque térmico é possível estabelecer antecipadamente
menores montantes de geração térmica para a atingir o Nível Meta - “dar
maior chance para a água”.
 A expansão da biomassa reduz a dependência das afluências e propicia
condições mais favoráveis para atingir o Nível Meta – Menores montantes de
GT gás/carvão/óleo  menores encargos ( ESS ) associados à segurança
energética.
15
Processo de Integração da Biomassa - Providências
A integração ao SIN após os Leilões vem sendo efetivada através de :
 Acesso à Rede de Distribuição
Responsabilidade : Distribuidora
Análise dos impactos na Rede Básica e DIT :ONS
 Acesso à Rede Básica e DIT ( Demais Instalações de Transmissão)
Responsabilidade : ONS
 Acesso através das ICG (ICG = Instalações Compartilhadas por
Geradores)
Considerado no ponto de conexão à Rede Básica
Responsabilidade : ONS
16
Processo de Integração - ICG e IEG
Conexão
Compartilhada por
geradores
Transformador
< 230 kV
RB
≥ 230 kV
IEG
( Instalação de Uso Exclusivo)
LT + SC
ICG
G1 G2 G3
17
G4
Integração através das ICG
Chamada Pública – Leilão ANEEL 008/2008 (nov) - Operação de 2010 a 2013
Lote A : SEs Coletoras  Chapadão e Inocência
MW instalado: 819
MW p/ SIN :
566
Lote B : SEs Coletoras  Ivinhema,Rio Brilhante e Sidrolândia
MW instalado: 1103
MW p/ SIN:
741
Lote C : SEs Coletoras  Edéia,Jataí e Quirinópolis
MW instalado: 896
MW p/ SIN :
Total 
(Previsto)
18
618
Instalado : 2818 MW em 2013
Injetado no SIN ~ 1950 MW ( 411 MW ACR)
Processo de Integração - Estudos
A execução dos estudos para a integração ao SIN ( ACR e ACL) estão
sendo executados de forma global, analisando os seguintes aspectos :
- Desempenho em regime normal e dinâmico
- Ajuste de controladores(RT e RV)
- Energização das linhas e transformadores ( transitórios eletromagnéticos)
- Proteção das unidades geradoras e demais elementos
- Sistemas Especiais de Proteção
- Recomposição do Sistema
19
Dificuldades Enfrentadas - Processo das ICG
 Crise econômica mundial
Restrição nos financiamentos
Redução e/ou adiamento da venda de energia no ACL
Adiamento na
implantação dos
empreendimentos
de biomassa
 Dificuldades para negociação dos contratos de conexão e
respectivas garantias financeiras entre transmissores e
empreendedores de geração
20
Processo de Integração ICG
RB
≥ 230 kV
Conexão
Compartilhada por
geradores
Transformador
< 230 kV
TR
IEG
( Instalação de Uso Exclusivo)
LT + SC
ICG
G1 G2 G3
G4
P Total (G1 a G4) = PG + TUST + TE Tarifa Encargo ( TR + LT + SC )
Os geradores participantes do leilão ofertam P Total, conhecendo previamente o TUST
e TE.
A incerteza / risco do gerador reside em não saber à priori o número de agentes que
participarão do rateio da parcela TE e portanto a parcela que lhe caberá no rateio
(TEn).
21
Proposta para Reflexão
1. Com relação aos custos de transmissão a serem levados em conta pelos
acessantes para proposta de preço da geração no leilão de energia
1.1 Separar TE (Conexão) de (PG + TUST) para os leilões de energia
Neste sentido :
a) Manter a atual sistemática de fornecer previamente as tarifas de uso do
sistema de transmissão estabilizadas por 10 anos
b) Estudar forma de regulação para TE, considerando a diferença entre ICG pre
e pós leilão, de forma a reduzir os custos, buscando melhor forma de
compartilhar os riscos entre os Agentes envolvidos.
1.2 Estudar a possibilidade de reavaliar os valores das garantias financeiras
para participação nas Chamadas Públicas e Licitações.
22
Proposta para Reflexão
2. Contratação de Oferta no ACL
Avaliar alternativas para incentivar a contratação de oferta no
ACL mitigando o risco de exposição às diferenças
de preços entre Submercados.
Essa questão pode ser resolvida através de mecanismos similares aos
utilizados no ACR.
23
Proposta para Reflexão
3. Leilão exclusivo para biomassa
Considerando as características dessa fonte e a complexidade de se
contemplar de forma homogênea os benefícios de diferentes fontes
no seu ranqueamento ( ICB ), e de forma que essa fonte, dada a sua
relevância para o SIN, não perca competitividade , propõe-se a análise
da realização de leilão exclusivo.
4. Estudos para integração de novos empreendimentos
Considerando o potencial de geração a biomassa e as características
da rede de sua integração, atualmente em média e baixa tensão, EPE
e ONS deverão desenvolver estudos de forma global, em conjunto
com os agentes envolvidos.
24
FIM
25